Cuarto Informe Trimestral 2012 Art71 LPMX - Pemex · 2.2 Avance y situación del Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y de sus Organismos Subsidiarios 41 2.3 Servicios de salud

PETRÓLEOS MEXICANOS

Cuarto informe trimestral 2012

Artículo 71 (párrafo primero)

Ley de Petróleos Mexicanos

Febrero 2013

Contenido

Trimestre IV/ Año 2012

Presentación 1

Marco de referencia 2

1. Resultados operativos 5

1.1 Exploración 5 1.2 Reservas de hidrocarburos 7 1.3 Producción de petróleo crudo y gas natural 7 1.4 Proceso de gas natural y líquidos del gas 13 1.5 Producción de petrolíferos y gas licuado 15 1.6 Producción de petroquímicos 19 1.7 Mercado interno 23 1.8 Mercado internacional 32 1.9 Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa 40

2. Principales resultados de la gestión corporativa 41

2.1 Reforma energética 41 2.2 Avance y situación del Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y de sus Organismos Subsidiarios 41 2.3 Servicios de salud 50 2.4 Cumplimiento de programas gubernamentales 56 2.5 Plan Estratégico de Tecnología de Información 66

3. Programa de inversión 70

4. Información financiera 78

4.1 Estados financieros consolidados 78 4.2 Política de financiamiento y estado de la deuda documentada 85 4.3 Estado del régimen de pensiones 87 4.4 Ejercicio de los recursos (flujo de efectivo) 88 4.5 Sistema de Control Interno Financiero y Ley Sarbanes-Oxley 94

5. Seguridad industrial y protección ambiental 95

5.1 Seguridad industrial 95 5.2 Protección ambiental 98

Presentación

Trimestre IV/ Año 2012 1

Presentación

Petróleos Mexicanos presenta al H. Congreso de la Unión el Cuarto Informe Trimestral 2012, por medio de la Secretaría de Energía, mismo que difundirá a la ciudadanía a través de su página de Internet, en cumplimiento del párrafo primero del artículo 71 de la Ley de Petróleos Mexicanos.

Este documento incluye información sobre la marcha de la industria petrolera estatal durante el cuarto trimestre de 2012. Considera los principales resultados operativos, las actividades efectuadas en materia de protección ambiental y seguridad industrial, así como la situación de la industria en materia de recursos financieros y de los proyectos de inversión. Resaltan los indicadores de desempeño contenidos en el Plan de Negocios, en el Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012 y en el Programa Sectorial de Energía 2007-2012.

Se incluyen los estados financieros al cierre de diciembre de 2012 y su comparación con los del año previo, formulados en ambos casos de conformidad con las prácticas contables establecidas por la Secretaría de la Función Pública (SFP) y por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), denominadas Normas Específicas de Información Financiera Gubernamental para el Sector Paraestatal (NEIFGSP), -también conocidas como Normas Gubernamentales (NG)-, que son las que se utilizan en la formulación de la Cuenta de la Hacienda Pública Federal. Los estados financieros son consolidados, presentan cifras de cierre y no están aún dictaminados.

El informe incluye el ejercicio de los recursos autorizados en el Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) –con cifras preliminares- para el cuarto trimestre de 2012, así como su comparación con el mismo periodo del año previo. Se revisa su cumplimiento trimestral y su avance con respecto al presupuesto anual.

Marco de referencia


Marco de referencia

Petróleos Mexicanos lleva a cabo la exploración, explotación y demás actividades a que se refiere el artículo 2o. de la Ley de Petróleos Mexicanos y ejerce, conforme a lo dispuesto en dicho instrumento jurídico, la conducción central y dirección estratégica de la industria petrolera, por lo cual definió su Misión y Visión en los términos siguientes:

Misión Maximizar el valor de los activos petroleros y los hidrocarburos de la nación, satisfaciendo la demanda nacional de productos petrolíferos con la calidad requerida, de manera segura, confiable, rentable y sustentable.

Visión Ser reconocido por los mexicanos como un organismo socialmente responsable, que permanentemente aumenta el valor de sus activos y de los hidrocarburos de la nación, que es ágil, transparente y con alto nivel de innovación en su estrategia y sus operaciones.

Vinculación con los objetivos del Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012 (PND)

Al cierre del ejercicio 2012, las acciones de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios estaban inscritas en el segundo eje rector del Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012 (PND), economía competitiva y generadora de empleos, en electricidad e hidrocarburos, sustentado en la visión del México que se requiere en el año 2030. El objetivo era asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios competitivos de los insumos energéticos que demandan los consumidores. El PND era el instrumento que establecía los objetivos y estrategias nacionales, como base de los programas sectoriales, especiales, institucionales, regionales y del proceso presupuestal que llevaban a cabo las dependencias y las entidades paraestatales en forma anual. De esta forma el Programa Sectorial de Energía 2007-2012 (PROSENER) y el Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012 (PNI), establecían los objetivos sectoriales y especiales, y las metas del sector de hidrocarburos.

Petróleos Mexicanos requiere cumplir con el mandato de creación de valor en su desempeño como participante primordial en los mercados energéticos y petroquímicos nacionales, y al mismo tiempo alcanzar sustentabilidad financiera y operativa en el mediano y largo plazo. Con tal motivo ha realizado un cuidadoso análisis de la situación actual y del entorno, desde las perspectivas económicas, tecnológicas, de mercado, regulatorias y ambientales.

Para estos fines y en cumplimiento con el artículo 87 fracción I del Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos, se presenta en las sesiones ordinarias del Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos el reporte de avance de las metas del Plan de Negocios y del programa operativo.

Marco de referencia


Avance de las Metas Estratégicas comprometidas en el Presupuesto de Egresos de la Federación 2012 (PEF)

Enero-diciembre de 2012

Producto U. de M.

Metas Alcanzadas

Ene-Dic Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV Ene-Dic Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV

Perforar Pozos 1/ Exploratorios Pozos 53 8 14 15 16 37 3 8 11 15Desarrollo Pozos 772 211 202 184 175 1,201 264 290 318 329

Producir Petróleo crudo Mbd 2,559.9 2,554.5 2,552.6 2,566.4 2,566.1 2,547.9 2,540.4 2,544.6 2,545.8 2,560.7Gas natural 2/ MMpcd 6,165.7 6,339.8 6,207.4 6,104.3 6,013.6 6,384.7 6,380.3 6,417.8 6,377.7 6,363.4Condensados 3/ Mbd 53.8 54.6 55.3 52.7 52.6 45.3 49.5 45.9 45.1 41.0Gas seco 4/ MMpcd 3,527.6 3,549.6 3,556.2 3,520.6 3,484.5 3,628.3 3,731.8 3,710.8 3,578.8 3,493.6Petrolíferos y gas licuado Mbd 1,577.0 1,588.0 1,586.7 1,542.2 1,591.5 1,404.8 1,409.8 1,458.6 1,371.7 1,379.7

Petrolíferos 5/ Mbd 1,368.3 1,378.3 1,377.0 1,334.6 1,383.3 1,200.7 1,204.7 1,247.9 1,163.7 1,187.0Gas licuado 6/ Mbd 208.8 209.7 209.6 207.6 208.2 204.1 205.2 210.7 208.1 192.7

Petroquímicos 7/ Mt 16,277.6 3,876.6 4,171.2 4,029.4 4,200.4 13,454.3 3,580.6 3,496.2 3,328.5 3,049.0Comercializar En el mercado interno Petróleo crudo Mbd 1,331.3 1,354.0 1,339.7 1,294.8 1,337.2 1,211.0 1,219.6 1,252.8 1,189.7 1,182.6Gas seco MMpcd 3,343.4 3,321.7 3,395.6 3,369.4 3,287.1 3,402.3 3,359.7 3,418.8 3,445.5 3,385.1Petrolíferos y gas licuado 5/ Mbd 1,887.8 1,851.3 1,882.0 1,885.7 1,932.0 1,841.1 1,786.6 1,832.0 1,819.2 1,926.0

Petrolíferos Mbd 1,601.5 1,550.1 1,615.7 1,616.6 1,623.2 1,555.6 1,483.7 1,564.4 1,549.0 1,624.7Gas licuado Mbd 286.4 301.2 266.3 269.1 308.9 285.5 302.9 267.6 270.2 301.3

Petroquímicos Mt 5,105.3 1,346.9 1,244.6 1,187.7 1,326.0 4,188.3 1,159.5 1,080.1 974.2 974.5 Básicos Mt 748.3 184.4 176.2 190.0 197.6 509.6 132.2 138.2 119.1 120.0Desregulados Mt 4,357.0 1,162.5 1,068.4 997.7 1,128.4 3,678.7 1,027.3 941.9 855.0 854.5

En el mercado externo Exportaciones Petróleo crudo Mbd 1,175.7 1,149.3 1,147.7 1,219.5 1,185.5 1,255.6 1,234.6 1,213.8 1,268.6 1,304.6Condensados Mbd 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 5.6 4.5 4.5 4.9 8.6Gas seco MMpcd 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.9 1.2 1.1 0.6 0.8Petrolíferos y gas licuado Mbd 65.1 94.6 48.3 31.3 86.5 72.5 98.4 58.9 65.8 67.0

Petrolíferos Mbd 65.0 94.5 48.2 31.2 86.4 72.4 98.3 58.8 65.6 66.8Gas licuado 8/ Mbd 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1

Gasolinas naturales Mbd 58.7 66.7 58.2 55.4 54.4 69.4 73.1 77.2 73.6 53.7Petroquímicos Mt 567.6 126.1 152.8 168.3 120.4 602.1 145.3 173.1 171.0 112.6

…

Marco de referencia


Avance de las Metas Estratégicas comprometidas en el Presupuesto de Egresos de la Federación 2012 (PEF)

Enero-diciembre de 2012

Producto U. de M.

Metas Alcanzadas

Ene-Dic Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV Ene-Dic Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV

Importaciones Gas seco MMpcd 1,071.4 1,004.8 1,104.5 1,116.2 1,059.9 1,089.3 872.9 1,105.5 1,215.4 1,161.2Petrolíferos y gas licuado 9/ Mbd 529.7 494.9 502.7 532.3 588.1 669.4 645.1 581.0 660.8 789.3

Petrolíferos Mbd 445.1 396.5 439.0 463.8 480.5 583.7 549.5 518.5 585.3 680.6Gas licuado Mbd 33.7 40.0 19.1 26.2 49.5 44.2 51.5 38.9 34.4 51.9Propano Mbd 50.9 58.4 44.6 42.3 58.1 41.5 44.1 23.6 41.1 56.8

Petroquímicos Mt 135.6 78.2 13.8 12.8 30.8 190.1 59.0 46.8 57.6 26.7

1/ Se refiere a pozos terminados. 2/ Incluye nitrógeno. 3/ Condensados amargos entregados a plantas. 4/ Gas seco de criogénicas y plantas de absorción. 5/ Incluye gasnafta de Pemex-Petroquímica. 6/ No incluye mezcla de butanos, ya que consolida la producción de Pemex-Refinación, Pemex-Gas y Petroquímica Básica y Pemex-Exploración y Producción. 7/ Incluye la producción de petroquímicos de Pemex-Petroquímica y Pemex-Refinación. Azufre, etano y naftas (gasolinas naturales) de Pemex-Gas y Petroquímica Básica. No incluye gasnafta

de Pemex-Petroquímica por considerarse un producto petrolífero. 8/ Incluye butanos. 9/ Incluye propano y butano.

1. Resultados operativos



1.1 Exploración

Durante el cuarto trimestre de 2012, se adquirió información sísmica1/ tridimensional (3D) con un alcance de 6,790.6 kilómetros cuadrados,

38% inferior al del mismo periodo del año previo, con un cumplimiento de 106.3%. Destaca la Región Norte con 6,450.6 kilómetros cuadrados, de los cuales 94.5% fueron de exploración y 5.5% de desarrollo.

En el periodo de octubre-diciembre se obtuvo información sísmica 2D por un total de 1,226.4 kilómetros, 86.2% en la Región Norte y 13.8% en la Región Sur, la cifra total fue 20.6% mayor a la del cuarto trimestre de 2011. El cumplimiento de la meta fue 408.7% debido a que el programa se adelantó, con objeto de dar prioridad a la prospección de localizaciones de gas en lutitas (gas Shale).2/

En el cuarto trimestre de 2012 se terminaron 344 pozos, 17.4% más que en el periodo equivalente del año previo, con un cumplimiento de 180.1% de la meta, principalmente por una mayor actividad en la terminación en el área de Agua Fría-Coapechaca-Tajín y Humapa-Bornita del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, incremento en las actividades de perforación del Activo Integral Burgos y mayor actividad de perforación en el proyecto de reingeniería de recuperación secundaria Tamaulipas-Constituciones y Poza Rica del Activo de Producción Poza Rica-Altamira. Del total de pozos terminados, 95.6% fueron de desarrollo y 4.4% de exploración.

- Se terminaron 15 pozos de exploración, 114.3% más que en octubre-diciembre del año previo, sobre todo por la terminación de los pozos Anhelido 1, Master 1, Tepozan 1 y Paje 1 del Activo Integral Burgos; y de los pozos Cárdenas 901, La Venta 1001, Navegante 1, Teotleco 101 y Costero 1001 del Activo de Exploración Cuencas del Sureste Terrestre.

- El éxito geológico alcanzado en la terminación de pozos de exploración fue 66.7%, superior 23.8 puntos porcentuales al registrado en el cuarto trimestre de 2011, resultado de cinco pozos productores de aceite y gas, tres productores de gas y condensado, un productor de gas seco, un productor de gas húmedo, tres improductivos invadidos de agua, un improductivo invadido seco y un productor no comercial.

1/ La sísmica es un método geofísico utilizado en la exploración de hidrocarburos, basado en la reflexión de ondas sonoras que son recibidas por equipos en la superficie que las interpretan, geofísica y geológicamente, para producir mapas del subsuelo que muestran las diversas áreas que potencialmente pueden contener hidrocarburos. La prospección sísmica se puede realizar en dos o tres dimensiones (sísmica 2D o 3D). La primera aporta información en un solo plano (vertical), mientras que la segunda lo hace en tres dimensiones permitiendo determinar con mayor exactitud el tamaño, forma y posición de las estructuras geológicas. 2/ Las lutitas gasíferas se clasifican como yacimientos de hidrocarburos no convencionales debido a que la roca generadora funciona también como roca almacén, requieren tratamientos a gran escala, tales como fracturamiento hidráulico masivo, para hacerla producir a ritmos comerciales.



- En el cuarto trimestre de 2012 se terminaron 329 pozos de desarrollo, 43 más que en octubre-diciembre del año previo, lo que significó un cumplimiento de la meta de 188%, por una mayor actividad de perforación. Del total de pozos de desarrollo terminados en el trimestre se contabilizaron 316 pozos productivos, con lo que se alcanzó 96% de éxito en estos pozos, 0.5 puntos porcentuales inferior al resultado del cuarto trimestre de 2011.

Región Norte. Los pozos de desarrollo terminados fueron 249, cifra 5.1% mayor con relación a octubre-diciembre del año previo. Del total, el 66.3% de los pozos de esta región se ubicaron en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, 20.9% en el Activo Integral Burgos, 11.2% en el Activo de Producción Poza Rica-Altamira y 1.6% en el Activo Integral Veracruz. El cumplimiento de la meta en este trimestre fue 180.4%.

Región Sur. Se terminaron 68 pozos de desarrollo, 78.9% más que en el mismo periodo de 2011. Al Activo de Producción Cinco Presidentes correspondieron 41.2% de los pozos, al Activo de Producción Samaria-Luna 36.8%, al Activo de Producción Bellota-Jujo 17.6% y al Activo de Producción Macuspana-Muspac 4.4%. El cumplimiento de la meta fue 323.8%.

7

16 15

2011 Programa Real

2012

Pozos de exploración terminados, trimestre IV

286

175

329

2011 Programa Real

Pozos de desarrollo terminados, trimestre IV

2012Nota: No incluye proyectos especiales ni pozos accidentados.Fuente: Base de Datos Institucional.

Cumplimiento93.8%

Cumplimiento188.0%

Éxito2011 42.9%2012 66.7%

Éxito2011 96.5%2012 96.0%



Región Marina Noreste. Se terminaron ocho pozos de desarrollo, uno menos que en octubre-diciembre de 2011, con un cumplimiento de 66.7% de la meta.

Región Marina Suroeste. Los pozos de desarrollo terminados fueron cuatro, 100% mayor con respecto al cuarto trimestre del año previo. El cumplimiento del programa trimestral fue 100%.

Durante el cuarto trimestre de 2012 se terminaron 23 pozos de desarrollo no convencionales, cuatro pozos menos que en el periodo equivalente al año previo. Del total, 14 pozos correspondieron al Activo de Producción Poza Rica-Altamira, dos al Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, dos al Activo Integral Burgos, dos al Activo de Producción Cinco Presidentes, dos al Activo de Producción Samaria-Luna y uno al Activo de Producción Macuspana-Muspac. Todos los pozos terminados fueron horizontales.

1.2 Reservas de hidrocarburos

La información de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2013 se encuentra en proceso de dictamen por la Comisión Nacional de Hidrocarburos, como se señala en los términos del artículo 10 del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, para su publicación por parte de la Secretaría de Energía. La evaluación de reservas probadas se realiza de acuerdo a las definiciones emitidas por la Securities and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos. Las reservas probables y posibles, se estiman de acuerdo con las definiciones emitidas por la Society of Petroleum Engineers (SPE), por los comités del World Petroleum Council (WPC) y por la American Association of Petroleum Geologists (AAPG).

1.3 Producción de petróleo crudo y gas natural3/

Petróleo crudo

Durante el cuarto trimestre de 2012, la producción de petróleo crudo promedió 2,560.7 mil barriles diarios, volumen superior 0.4% al periodo equivalente del año precedente, debido a la mayor producción de los activos Aceite Terciario del Golfo, Cinco Presidentes, Litoral de Tabasco, Poza Rica-Altamira y Abkatún-Pol-Chuc. Estas variaciones prevalecieron a pesar de la declinación natural de los activos Cantarell, Samaria-Luna

3/ Como resultado de la modificación a la estructura básica de Pemex-Exploración y Producción aprobada en 2011, la denominación de los activos se estableció conforme a la siguiente integración: activos de producción (Poza Rica-Altamira, Cinco Presidentes, Bellota-Jujo, Samaria-Luna, Macuspana-Muspac, Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Abkatún-Pol-Chuc y Litoral de Tabasco), de exploración (Tampico-Misantla Golfo, Aguas Profundas Norte, Cuencas del Sureste Terrestre, Cuencas del Sureste Marino y Aguas Profundas Sur) e integrales (Burgos, Aceite Terciario del Golfo y Veracruz).



y Bellota-Jujo. El cumplimiento de la meta trimestral fue 99.8%, en particular por la menor producción por terminación y mantenimiento de pozos en Cantarell y menor producción base a la esperada en el Activo de Producción Samaria-Luna.

- Región Marina Noreste. Se obtuvieron 1,303.9 miles de barriles diarios, 1.6% inferior a la registrada en el cuarto trimestre de 2011, con un cumplimiento del programa de 95.4% debido a la menor producción base a la esperada, así como a la menor producción por terminación y mantenimiento de pozos del Activo de Producción Cantarell.

- Región Marina Suroeste. La extracción de petróleo crudo alcanzó 591.4 miles de barriles diarios, 2.5% más que en el cuarto trimestre de 2011 y 110.4% mayor a la meta del trimestre, derivado de una mayor producción base a la esperada y a la producción adicional por reparación menor de pozos del proyecto Yaxché en el Activo de Producción Litoral de Tabasco y a una mayor producción base a la esperada en los proyectos Chuc y Caan del Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc.

- Región Sur. En el cuarto trimestre se obtuvieron 511.9 miles de barriles diarios, 1.2% menos que en igual trimestre de 2011. Respecto a la meta se tuvo 98.1% de cumplimiento, debido a una menor producción base a la esperada en el proyecto Delta del Grijalva; ajuste por alto flujo fraccional de agua en los proyectos Delta del Grijalva y Antonio J. Bermúdez del Activo de Producción Samaria-Luna, así como

54.9% 56.2% 53.9%

32.4% 30.2% 33.1%

12.7% 13.6% 13.0%

2011 Programa Real

Pesado Ligero Superligero2012

Fuente: Base de Datos Institucional.

2,550.4 2,566.1 2,560.7

Producción de petróleo crudo por tipo, trimestre IV

(miles de barriles diarios)Cumplimiento

99.8%

51.9% 53.3% 50.9%

22.6% 20.9% 23.1%

20.3% 20.3% 20.0%5.1% 5.5% 6.0%

2011 Programa Real

Marina Noreste Marina Suroeste Sur Norte

2,550.4 2,566.1 2,560.7


Producción de petróleo crudo por región, trimestre IV

(miles de barriles diarios)

2012

Cumplimiento99.8%



una menor producción base a la esperada por terminación y reparación mayor de pozos del Activo de Producción Bellota-Jujo. Destacó la mayor producción en el Activo Integral Cinco Presidentes, producto de la terminación de los pozos del proyecto Ogarrio-Magallanes.

- Región Norte. La producción promedió 153.5 miles de barriles diarios de crudo, lo que significó un incremento de 17.7% respecto al 2011, propiciado por la producción asociada al incremento en el número de pozos terminados del Activo de Producción Poza Rica-Altamira y a la intensa aplicación de acciones orientadas al mantenimiento de la producción base en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo. El cumplimiento de la meta fue 108.7%.

Producción de petróleo crudo por región y activo


Concepto

Trimestre IV Enero-diciembre

2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)

Real/Prog.

2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)

Real/Prog. Prog. Real Prog. Real

Total 2,550.4 2,566.1 2,560.7 0.4 99.8 2,552.6 2,559.9 2,547.9 -0.2 99.5 Región Marina Noreste 1,324.9 1,367.3 1,303.9 -1.6 95.4 1,342.7 1,363.1 1,309.2 -2.5 96.0

Cantarell 468.8 517.6 449.2 -4.2 86.8 500.7 520.4 454.1 -9.3 87.3 Ku-Maloob-Zaap 856.1 849.7 854.7 -0.2 100.6 842.1 842.7 855.1 1.5 101.5

Región Marina Suroeste 576.8 535.8 591.4 2.5 110.4 560.6 533.0 585.5 4.4 109.8 Abkatún-Pol-Chuc 268.6 250.4 274.7 2.3 109.7 276.2 254.8 266.3 -3.6 104.5 Litoral de Tabasco 308.2 285.3 316.7 2.8 111.0 284.4 278.2 319.2 12.2 114.7

Región Sur 518.3 521.8 511.9 -1.2 98.1 530.6 532.4 508.2 -4.2 95.5 Cinco Presidentes 88.7 78.3 99.6 12.3 127.2 83.5 80.8 96.0 15.0 118.8 Bellota-Jujo 134.4 155.7 130.6 -2.8 83.9 143.4 153.1 130.3 -9.1 85.1 Samaria-Luna 215.8 212.5 201.5 -6.6 94.8 222.7 220.6 205.1 -7.9 93.0 Macuspana-Muspac 79.4 75.4 80.2 1.0 106.4 81.1 77.9 76.8 -5.3 98.6

Región Norte 130.4 141.2 153.5 17.7 108.7 118.8 131.4 145.1 22.1 110.4 Poza Rica-Altamira 61.4 56.9 69.1 12.5 121.4 60.2 58.1 67.8 12.6 116.7 Aceite Terciario del Golfo 62.1 79.2 73.7 18.7 93.1 52.8 68.3 68.6 29.9 100.4 Burgos 3.8 0.0 5.5 44.7 - 2.5 0.0 4.8 92.0 - Veracruz 3.1 5.1 5.2 67.7 102.0 3.2 4.9 4.0 25.0 81.6

La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. Fuente: Base de Datos Institucional.



Por tipo de crudo, la producción de pesado disminuyó 1.3% respecto al cuarto trimestre de 2011 al ubicarse en 1,381 miles de barriles diarios debido a la baja en la producción de Cantarell. La extracción de crudo ligero fue 847.6 miles de barriles diarios, 2.6% mayor que en el periodo octubre-diciembre de 2011; la producción de superligero se incrementó 2.3% respecto al periodo mencionado, al registrar 332.1 miles de barriles diarios. Durante el periodo octubre-diciembre la participación del crudo pesado en la producción total fue 53.9%, del crudo ligero 33.1% y del superligero 13%.

- Destacó la disminución en la producción de crudo superligero en los campos Pijije y Sen del activo de producción Samaria-Luna.

- En cuanto al crudo ligero sobresalió la mayor producción de los campos Yaxché, Kab y Xanab del Activo de Producción Litoral de Tabasco y del campo Homol del Activo de Producción Abkatún Pol-Chuc.

- En crudo pesado resaltó el incremento en la producción de los campos Maloob y Zap del Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap y en el campo Sihil del Activo de Producción Cantarell.

Gas natural

En el cuarto trimestre de 2012, la producción de gas natural fue 6,363.4 millones de pies cúbicos diarios, 0.1% superior a la de igual periodo del año anterior, esta cifra incluye 699.8 millones de pies cúbicos diarios de nitrógeno, que se obtiene asociado al gas natural y que constituye un compuesto no deseado. Las regiones marinas aumentaron su producción mientras que en las regiones Norte y Sur ocurrió lo contrario. El cumplimiento de la meta fue 105.8%.

- La producción de gas asociado aumentó 6.9% al promediar 4,565.6 millones de pies cúbicos diarios, respecto al cuarto trimestre de 2011. La producción de gas se incrementó en la Región Suroeste, en los activos de producción Litoral de Tabasco con 114.8 millones de pies cúbicos diarios y Abkatún-Pol Chuc con 44.9 millones de pies cúbicos diarios, así como Cantarell en la Región Marina Noreste con 83.6 millones de pies cúbicos diarios. Los activos que reportaron menor producción fueron: Samaria-Luna y Macuspana-Muspac, originado por la declinación natural de los campos y ajustes por alto flujo fraccional de agua. Respecto al programa el cumplimiento fue 111.2%.

- La producción de gas no asociado fue 1,797.8 millones de pies cúbicos diarios, 13.8% menor al cuarto trimestre de 2011, derivado de la disminución de 168.9 millones de pies cúbicos diarios en la producción del Activo Integral Burgos y 94.2 millones de pies cúbicos diarios del Activo Integral Veracruz, provocado por falta de supervisión y mantenimiento a pozos por condiciones de seguridad; declinación natural de los campos, afectación por el accidente industrial ocurrido en la Central de Medición km 19 y la reducción en el número de pozos terminados. El cumplimento del programa fue 94.2%.



El comportamiento por regiones fue el siguiente:

Producción de gas natural por región y activo

(millones de pies cúbicos diarios)

Concepto


2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)

Real/Prog.

2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)


Total 1/

6,356.9 6,013.6 6,363.4 0.1 105.8 6,594.1 6,165.7 6,384.7 -3.2 103.6

Asociado 4,271.0 4,104.0 4,565.6 6.9 111.2 4,423.1 4,170.5 4,474.9 1.2 107.3 No asociado 2,085.9 1,909.5 1,797.8 -13.8 94.2 2,171.0 1,995.2 1,909.8 -12.0 95.7

Región Marina Noreste 1,258.1 1,158.1 1,346.4 7.0 116.3 1,405.6 1,208.3 1,333.9 -5.1 110.4

Cantarell 933.0 806.1 1,016.6 9.0 126.1 1,074.7 859.6 1,004.2 -6.6 116.8 Ku-Maloob-Zaap 325.0 352.0 329.8 1.5 93.7 330.9 348.7 329.7 -0.4 94.6

Región Marina Suroeste 1,181.1 1,190.5 1,340.8 13.5 112.6 1,208.3 1,191.9 1,259.2 4.2 105.6

Abkatún-Pol-Chuc 510.0 480.6 554.9 8.8 115.5 559.0 490.0 523.6 -6.3 106.9 Litoral de Tabasco 671.1 709.9 785.9 17.1 110.7 649.3 701.9 735.6 13.3 104.8

Región Sur 1,671.5 1,643.5 1,625.2 -2.8 98.9 1,692.3 1,684.2 1,652.4 -2.4 98.1

Cinco Presidentes 116.0 113.2 119.2 2.8 105.3 116.9 115.7 116.3 -0.5 100.5 Bellota-Jujo 288.9 279.9 293.3 1.5 104.8 288.2 278.7 297.4 3.2 106.7 Samaria-Luna 705.3 688.5 675.9 -4.2 98.2 715.7 725.2 695.9 -2.8 96.0 Macuspana-Muspac 561.4 561.8 536.8 -4.4 95.6 571.5 564.6 542.9 -5.0 96.2

Región Norte 2,246.2 2,021.5 2,051.1 -8.7 101.5 2,287.8 2,081.2 2,139.3 -6.5 102.8

Poza Rica-Altamira 115.3 110.1 119.4 3.6 108.4 115.2 113.7 120.0 4.2 105.5 Aceite Terciario del Golfo 125.8 136.9 149.2 18.6 109.0 111.9 117.6 148.8 33.0 126.5 Burgos 1,336.9 1,221.2 1,208.0 -9.6 98.9 1,344.1 1,264.3 1,269.3 -5.6 100.4

Veracruz 668.2 553.3 574.5 -14.0 103.8 716.7 585.6 601.2 -16.1 102.7 Nitrógeno 639.8 387.7 699.8 9.4 180.5 680.6 415.4 708.5 4.1 170.6

Gas natural sin nitrógeno 5,717.0 5,625.8 5,663.5 -0.9 100.7 5,913.4 5,750.3 5,676.3 -4.0 98.7

1/ Incluye bióxido de carbono y nitrógeno. La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. Fuente: Base de Datos Institucional.



- Región Marina Noreste. En el cuarto trimestre de 2012, la extracción alcanzó 1,346.4 millones de pies cúbicos diarios, 7% mayor al mismo periodo del año anterior, derivado de la mayor producción de pozos con alta relación gas-aceite en el Activo de Producción Cantarell. El cumplimiento de la meta fue 116.3%.

- Región Marina Suroeste. Se obtuvieron 1,340.8 millones de pies cúbicos diarios de gas, 13.5% más que en los últimos tres meses de 2011, como resultado de la producción asociada a la terminación de pozos y optimización de la explotación de pozos en el proyecto Yaxché, así como al inicio de operación del campo Tsimín del proyecto Crudo Ligero Marino del Activo de Producción Litoral de Tabasco, además de la producción asociada al desarrollo del campo Homol y del inicio de operación del campo Kuil, ambos del proyecto Chuc en el Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc. Con respecto al programa el cumplimiento fue 112.6%, en respuesta a la mayor producción base a la esperada en el Activo de Producción Litoral de Tabasco.

- Región Norte. La extracción de gas promedió 2,051.1 millones de pies cúbicos diarios, 8.7% inferior al cuarto trimestre de 2011 principalmente por las reducciones de 128.8 millones de pies cúbicos diarios de la producción en el Activo Integral Burgos y 93.7 millones de pies cúbicos diarios en el Activo Integral Veracruz, relacionadas con la declinación natural de los campos y por la falta de supervisión y mantenimiento de pozos. El cumplimiento del programa trimestral fue 101.5%, debido a la producción asociada al incremento en el número de pozos terminados e interconectados y a la intensa aplicación de acciones orientadas al mantenimiento de la producción base en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo y en el Activo de Producción Poza Rica-Altamira.

- Región Sur. La producción fue 1,625.2 millones de pies cúbicos diarios, 2.8% menor a la reportada en el último trimestre de 2011, como resultado de la menor extracción de 29.4 millones de pies cúbicos diarios en los activos de producción Samaria-Luna y 24.6 millones de pies cúbicos diarios en Macuspana-Muspac, ocasionado por la declinación natural de la producción e incremento en el flujo fraccional de agua. El cumplimiento del programa trimestral fue 98.9%, que se explica por la producción adicional en la terminación de los pozos del proyecto Ogarrio Magallanes del Activo de Producción Cinco Presidentes.

En el cuarto trimestre de 2012, el aprovechamiento de gas fue 97.5%, 0.2 puntos porcentuales más que en octubre-diciembre de 2011, como resultado de la construcción de infraestructura para el manejo y transporte de gas en plataformas marinas, la implantación y consolidación del Sistema de Confiabilidad Operacional, así como a las acciones emprendidas en el proyecto Cantarell para administrar la explotación de la zona



de transición. El aprovechamiento fue 0.7 puntos porcentuales inferior a la meta del trimestre debido a las acciones comprendidas en la Región Marina Noreste para administrar la explotación de la zona de transición.

- El volumen de gas enviado a la atmósfera fue 161.7 millones de pies cúbicos diarios, sin considerar 4.5 millones de pies cúbicos de nitrógeno.

1.4 Proceso de gas natural y líquidos del gas

En el periodo octubre-diciembre de 2012, el proceso de gas húmedo promedió 4,134.2 millones de pies cúbicos diarios (79.4% húmedo amargo y 20.6% húmedo dulce), 8.4% menor que en el mismo periodo del año anterior, que se explica por los problemas operativos en los complejos procesadores de gas Burgos y Nuevo Pemex. En el primer caso, un accidente en la estación de medición de Pemex-Exploración y Producción provocó que este complejo procesador estuviera fuera de operación poco más de un mes entre septiembre y octubre, mientras que en Nuevo Pemex, el accidente ocurrió en una subestación eléctrica, provocando que el complejo procesador quedara fuera de servicio cerca de dos semanas entre noviembre y diciembre. El cumplimiento de la meta alcanzó 96%.

2010

67.2% 68.2% 71.7%

32.8% 31.8% 28.3%

2011 Programa Real

Asociado No asociado

Cumplimiento105.8%

1/Incluye nitrógeno.Fuente: Base de Datos Institucional.

6,013.6 6,363.46,356.9

Producción de gas natural por tipo1/

, trimestre IV


2012



Durante el periodo se procesaron 37.8 miles de barriles diarios de condensados, 29.9% menos respecto al mismo trimestre de 2011, como resultado de la menor entrega de condensados amargos en el sureste del país, lo cual a su vez fue consecuencia de la menor oferta proveniente de las regiones marinas, por lo que la meta se cumplió 65%. En el cuarto trimestre de 2012, acorde con la disponibilidad de gas húmedo dulce, la producción de gas seco registró 3,493.6 millones de pies cúbicos diarios, 5.5% menor a la del mismo periodo del año previo, como resultado de la menor oferta de gas húmedo dulce en Burgos y de gas húmedo amargo en el sureste, sin embargo alcanzó 100.3% de cumplimiento de la meta. Del fraccionamiento de líquidos se obtuvieron 332.6 miles de barriles diarios de productos, 10.6% menor al mismo periodo de 2011.

- En el cuarto trimestre la producción de gas licuado en los complejos procesadores de gas se redujo 8.2% al alcanzar 164.5 miles de barriles diarios, como consecuencia en gran parte de los problemas operativos en los complejos procesadores de gas Burgos y Nuevo Pemex, también contribuyó el retraso de la entrada en operación de la planta reformadora de naftas del complejo La Cangrejera de Pemex Petroquímica, ya que no se dispuso de los líquidos de este complejo para fraccionamiento; no se incluye el gas licuado del Sistema Nacional de Refinación (SNR), que se obtiene de la refinación del petróleo crudo, ni el del Campo Nejo de Pemex-Exploración y Producción. Se cumplió 93.6% de lo programado.

3,697.4

3,484.5 3,493.6

2011 Programa Real

Elaboración de gas seco, trimestre IV


Cumplimiento100.3%

2012Fuente: Base de Datos Institucional.

179.2 175.7 164.5

2011 Programa Real

Elaboración de gas licuado en los complejos

procesadores de gas, trimestre IV

(miles de barriles diarios)Cumplimiento

93.6%

2012



- De etano se obtuvieron 104 mil barriles diarios, 8.1% menos que en el mismo periodo del año previo, lo que representó 86.5% del programa. La obtención de gasolinas naturales (naftas) promedió 62.4 miles de barriles diarios, 20.2% por debajo de lo registrado en el mismo periodo de 2011, con un cumplimiento de 80% del programa. En el Complejo Procesador de Gas Arenque se produjeron 1.3 miles de barriles diarios de líquidos, cantidad menor en 0.1 miles de barriles que en el cuarto trimestre del año anterior.

La recuperación de azufre, resultado del endulzamiento de gas y condensados amargos en los complejos procesadores de gas de Pemex-Gas y Petroquímica Básica (no incluye la recuperación de azufre en refinerías), fue 122.9 miles de toneladas, 22.9% menor a la del periodo octubre-diciembre de 2011, debido a la menor oferta de gas húmedo amargo, con un cumplimiento de 82% del programa. Cabe destacar que la producción de azufre forma parte de la producción de petroquímicos desregulados.

Producción de gas seco y gas licuado en los complejos procesadores de gas

Concepto


2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)

Real/Prog.

2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)


Gas seco (MMpcd) 3,697.4 3,484.5 3,493.6 -5.5 100.3 3,691.6 3,527.6 3,628.3 -1.7 102.9 Gas licuado 1/ (Mbd) 179.2 175.7 164.5 -8.2 93.6 185.4 178.9 176.0 -5.1 98.4 1/ Producción de los complejos procesadores de gas. La producción total también incluye la proveniente de refinerías y la del Campo Nejo de Pemex-Exploración y Producción. Con base en esta

consideración la producción total de gas licuado en el cuarto trimestre de 2012 promedió 192.7 miles de barriles diarios y de enero a diciembre de 2012, 204.1 miles de barriles diarios. Fuente: Base de Datos Institucional.

1.5 Producción de petrolíferos y gas licuado

En el periodo octubre-diciembre de 2012, el Sistema Nacional de Refinación procesó 1,184.5 miles de barriles diarios de crudo, 0.5% superior al cuarto trimestre de 2011, con un cumplimiento de 88.6% de la meta, debido principalmente a los siguientes factores:

- La refinería de Salamanca aumentó su proceso 37.2%, la de Minatitlán 9.9%, Tula 3.9% y Madero 3.3%.

- En las refinerías de Cadereyta, Madero, Minatitlán y Salina Cruz ocurrieron paros de operación en plantas para revisar su operación y debido a fallas de energía eléctrica.

- Se registraron altos inventarios de productos que afectaron el proceso de crudo en las refinerías de Cadereyta (destilados intermedios), Madero (gasolina amarga), Minatitlán (combustóleo) y Salina Cruz (gasolina amarga).



De esta forma, la refinería de Tula procesó 24.1% del total de crudo, Salina Cruz 19.5%, Salamanca 16.8%, Cadereyta 15.9%, Minatitlán 13.6% y Madero 10.1%.

Proceso de petróleo crudo por refinería


Concepto


2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)

Real/Prog.

2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl.

(%)Real/Prog. Prog. Real Prog. Real

Proceso de crudo 1,178.8 1,337.2 1,184.5 0.5 88.6 1,166.7 1,331.3 1,199.3 2.8 90.1

Cadereyta 197.8 218.1 188.7 -4.6 86.5 170.6 210.3 187.7 10.0 89.3Madero 115.6 157.8 119.4 3.3 75.7 117.4 154.7 127.8 8.9 82.6Minatitlán 146.3 220.9 160.8 9.9 72.8 151.9 235.3 170.6 12.3 72.5Salamanca 145.5 177.3 199.6 37.2 112.6 170.7 184.6 179.2 5.0 97.1Salina Cruz 298.5 291.3 230.4 -22.8 79.1 279.4 273.5 256.7 -8.1 93.9Tula 275.1 271.8 285.7 3.9 105.1 276.6 272.9 277.3 0.3 101.6

La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras.Fuente: Base de Datos Institucional.

De crudo ligero se procesaron 719.7 miles de barriles diarios, 60.8% del total, 1.1 puntos porcentuales inferior respecto al cuarto trimestre de 2011, derivado de la baja en el proceso de este crudo en las refinerías de Salina Cruz (30.7%) y Minatitlán (49.7%). El proceso de crudo pesado fue 463.8 miles de barriles diarios, 39.2% del total, por arriba 1.2 puntos porcentuales respecto a igual trimestre del año previo, resultado del mayor proceso de crudo pesado en la refinería de Minatitlán. El proceso de crudo reconstituido realizado en la refinería de Salamanca ascendió a 1 mil barriles diarios, 0.1% del total y menor en 33.3% al volumen del cuarto trimestre de 2011.

La producción de petrolíferos y gas licuado de Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios fue 1,379.7 miles de barriles diarios, superior 0.2% a la de octubre-diciembre de 2011. El cumplimiento de 86.7% de la meta fue resultado de la menor elaboración de las gasolinas Pemex Magna y Pemex Premium, diesel, gas licuado, gas seco, asfaltos y coque, que no fue compensada por la mayor producción de combustóleo pesado. La producción total incluye 1,212 mil barriles diarios de productos de Pemex-Refinación, 164.5 miles de barriles diarios de gas licuado procedentes de los complejos procesadores de gas y 3.2 miles de barriles diarios de gas licuado del Campo Nejo de Pemex-Exploración y Producción.



Producción total de petrolíferos y gas licuado


Origen


2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)

Real/Prog. 2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)


Total 1,377.5 1,591.5 1,379.7 0.2 86.7 1,378.7 1,577.0 1,404.8 1.9 89.1

Pemex-Refinación 1,195.0 1,412.3 1,212.0 1.4 85.8 1,190.2 1,394.8 1,225.9 3.0 87.9Pemex-Gas y Petroquímica Básica 179.2 175.7 164.5 -8.2 93.6 185.4 178.9 176.0 -5.1 98.4Pemex-Exploración y Producción 2.5 2.8 3.2 28.0 114.3 2.4 2.8 2.9 20.8 103.6Pemex-Petroquímica 0.7 0.7 0.0 -100.0 0.0 0.6 0.6 0.0 -100.0 0.0Fuente: Base de Datos Institucional.

Durante el cuarto trimestre de 2012, la elaboración de petrolíferos y gas licuado en el SNR aumentó 1.4% respecto mismo periodo del año anterior, al alcanzar 1,212 mil barriles diarios, atribuible al mayor rendimiento de gasolinas, querosenos y diesel. El cumplimiento de 85.8% de la meta proviene del menor rendimiento alcanzado en combustóleo. En la refinería de Tula se obtuvo 23.9% de la producción del SNR, en Salina Cruz 18.8%, en Minatitlán 13.9%, en Cadereyta 17.2%, en Salamanca 16.2% y en Madero 10%. En la refinería de Salina Cruz disminuyó la elaboración de gasolina Pemex Magna, turbosina, Pemex Diesel, combustóleo pesado, asfaltos y gas licuado, derivado de un menor proceso de crudo respecto a lo programado.

- La elaboración de 25 mil barriles diarios de gas licuado fue mayor 7.8% respecto al cuarto trimestre del año previo, con un cumplimiento del programa de 84.5%. Estos datos no incluyen el gas licuado proveniente de la mezcla de butanos, misma que está considerada en la producción de los complejos procesadores de gas.

- La elaboración de gasolinas se ubicó en 414.9 miles de barriles diarios, 3.6% mayor a octubre-diciembre de 2011, influida por el aumento de 1.9 puntos porcentuales en el rendimiento de gasolinas obtenido. El cumplimiento de 80.6% de la meta programada se debe a problemas y fallas, como los ocurridos en las plantas de destilados intermedios de las refinerías en Cadereyta, Madero, Minatitlán y Salina Cruz.

De gasolina Pemex Magna se obtuvieron 396.5 miles de barriles diarios, equivalentes a 95.6% del total de las gasolinas y mayor 3.3% al cuarto trimestre de 2011.



En el caso de la gasolina Pemex Premium se elaboraron 18.3 miles de barriles diarios, 10.9% más que en el mismo periodo del año previo, con un cumplimiento de 53.8% de la meta.

- La elaboración de turbosina promedió 56.9 miles de barriles diarios, 2.9% superior a lo registrado en octubre-diciembre de 2011, con un cumplimiento de 98.8% del programa.

- De diesel se elaboraron 295.3 miles de barriles diarios, volumen 9.2% mayor al mismo trimestre del año precedente, influido por el aumento de 2.0 puntos porcentuales en el rendimiento del producto en el SNR. El cumplimiento de la meta fue 78.6%, afectado por los altos inventarios y problemas de operación de la planta de destinados intermedios en la refinería de Cadereyta, que concentró 26% de la oferta de diesel.

- La producción de Pemex Diesel fue 208.5 miles de barriles diarios, equivalente a 70.6% del total de diesel y mayor en 0.8% a la elaboración del cuarto trimestre de 2011. El cumplimiento de 73.7% de la meta se explica por la disminución registrada en Salina Cruz y Cadereyta. El diesel UBA alcanzó una elaboración de 84.3 miles de barriles diarios, 32.3% mayor al mismo trimestre del año previo, con un cumplimiento de 94.3% de la meta.

- La elaboración de combustóleo fue 256.8 miles de barriles diarios, 15.8% menor al cuarto trimestre de 2011, con un cumplimiento de 95.7% de la meta, debido a la baja de 4.2 puntos porcentuales en el rendimiento alcanzado respecto al proceso de crudo.

- La producción de otros petrolíferos promedió 163.1 miles de barriles diarios, 16.1% por arriba de la del cuarto trimestre del año previo y con un cumplimento de 98.3% de la meta. En ambas variaciones influyó la producción de coque, que ascendió a 48.4 miles de barriles diarios, mayor 38.7% al cuarto trimestre de 2011 debido al aumento de su producción en la refinería de Minatitlán; mientras que la meta se cumplió en 80.9%, debido a que la planta de coque en Minatitlán estuvo fuera de operación de agosto a octubre de 2012. En otros petrolíferos se consideran 74.4 miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente de gas seco de refinerías, 48.4 miles de barriles diarios de coque, 23.2 miles de barriles diarios de asfaltos, 4.5 miles de barriles diarios de lubricantes, 11.3 miles de barriles diarios de aceite cíclico ligero, 0.8 miles de barriles diarios de parafinas y 0.2 miles de barriles diarios de aeroflex.



Producción de petrolíferos y gas licuado en el Sistema Nacional de Refinación


Concepto


2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)

Real/Prog.

2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)


Total 1,195.0 1,412.3 1,212.0 1.4 85.8 1,190.2 1,394.8 1,225.9 3.0 87.9

Gas licuado 23.2 29.6 25.0 7.8 84.5 21.4 27.1 25.2 17.8 93.0

Gasolinas 400.5 515.0 414.9 3.6 80.6 400.3 504.8 418.1 4.4 82.8

Pemex Magna 321.1 398.5 332.5 3.6 83.4 324.2 389.7 336.8 3.9 86.4Pemex Magna UBA 62.9 82.2 64.0 1.7 77.9 61.7 82.1 61.5 -0.3 74.9Pemex Premium 16.5 34.0 18.3 10.9 53.8 13.7 32.9 19.7 43.8 59.9Otras 1/ 0.0 0.2 0.1 - 50.0 0.7 0.2 0.0 -100.0 0.0

Turbosina 55.3 57.6 56.9 2.9 98.8 56.3 58.6 56.6 0.5 96.6

Diesel 270.5 375.8 295.3 9.2 78.6 273.8 374.1 299.6 9.4 80.1

Pemex Diesel 206.8 282.8 208.5 0.8 73.7 193.6 276.7 225.9 16.7 81.6Pemex Diesel UBA 63.7 89.4 84.3 32.3 94.3 80.1 93.6 72.6 -9.4 77.6Otros 0.0 3.6 2.5 - 69.4 0.1 3.8 1.0 900.0 26.3

Combustóleo 305.1 268.2 256.8 -15.8 95.7 307.5 267.0 273.4 -11.1 102.4

Otros petrolíferos 2/

140.5 166.1 163.1 16.1 98.2 131.0 163.2 152.9 16.7 93.7

1/ No incluye gasnafta de Pemex-Petroquímica. 2/ Incluye coque, asfaltos, lubricantes, parafinas, extracto furfural, aceite cíclico ligero a exportación y gas seco de refinerías. La suma de los parciales puede no coincidir debido al redondeo. Fuente: Base de Datos Institucional.

1.6 Producción de petroquímicos

En el cuarto trimestre de 2012, la producción de petroquímicos de Petróleos Mexicanos y los organismos subsidiarios fue 3,049 mil toneladas, 15.7% menor a igual periodo de 2011, con un cumplimiento de 72.6% de la meta. Los petroquímicos básicos representaron 41.8% de la producción y los desregulados 58.2%. Pemex-Refinación elaboró 314.2 miles de toneladas, Pemex-Gas y Petroquímica Básica 1,276.2 miles de toneladas y Pemex-Petroquímica produjo 1,458.6 miles de toneladas.

La producción de petroquímicos básicos sumó 1,274.6 miles de toneladas, con 20.9% de reducción respecto a octubre-diciembre de 2011, derivada de los problemas operativos ocurridos en los complejos procesadores de gas Burgos y Nuevo Pemex que redujeron el proceso de gas y condensados. El cumplimiento de 72.3% de la meta se explica por la menor oferta de condensados amargos y dulces, de gas dulce terciario en



Ciudad Pemex y Burgos, así como de gas amargo marino y del mesozoico que afectaron la producción de gasolinas naturales y pentanos, principalmente. Pemex-Gas y Petroquímica Básica elaboró 90.5% del volumen de petroquímicos básicos, Pemex-Refinación 8.6% y Pemex-Petroquímica el restante 0.9%.

Producción de petroquímicos básicos

(miles de toneladas)

Concepto


2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)

Real/Prog. 2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)


TOTAL 1,611.6 1,763.5 1,274.6 -20.9 72.3 6,674.2 6,902.7 5,688.7 -14.8 82.4

Pemex-Gas y Petroquímica Básica 1,355.4 1,390.8 1,153.4 -14.9 82.9 5,667.5 5,611.6 5,208.5 -8.1 92.8

Naftas (gasolina natural) 762.8 760.6 609.0 -20.2 80.1 3,162.7 3,083.8 2,807.5 -11.2 91.0Etano 592.6 630.2 544.4 -8.1 86.4 2,504.8 2,527.8 2,401.0 -4.1 95.0

Pemex-Refinación 119.4 176.8 109.8 -8.0 62.1 423.2 677.8 466.7 10.3 68.9

Materia prima-negro de humo 119.4 176.8 109.8 -8.0 62.1 423.2 677.8 466.7 10.3 68.9 Pemex-Petroquímica 136.9 195.9 11.4 -91.7 5.8 583.4 613.3 13.5 -97.7 2.2

Butanos 10.9 10.9 1.2 -89.0 11.0 47.0 34.2 1.2 -97.4 3.5Pentanos 110.7 171.8 3.9 -96.5 2.3 472.5 537.9 3.9 -99.2 0.7Hexano 10.9 11.1 3.9 -64.2 35.1 44.7 34.8 5.1 -88.6 14.7Heptano 4.3 2.0 2.4 -44.2 120.0 19.2 6.3 3.2 -83.3 50.8

La suma de los parciales puede no coincidir debido al redondeo.Fuente: Base de Datos Institucional.

De petroquímicos desregulados se obtuvieron 1,774.4 miles de toneladas, 11.4% menor con respecto al cuarto trimestre de 2011, y que representó 72.8% de la meta. En las refinerías se obtuvieron 204.3 miles de toneladas (propileno, azufre, anhídrido carbónico e isopropanol) y 122.9 miles de toneladas de azufre en los complejos procesadores de gas. La producción de Pemex-Petroquímica ascendió a 1,447.1 miles de toneladas, inferior 13.6%, respecto a octubre-diciembre de 2011, y cumplió la meta programada en 72.7%. La producción por acenas para este último organismo subsidiario se presenta a continuación:

- Los derivados del metano registraron 614.1 miles de toneladas, producción 8.1% mayor a la del cuarto trimestre de 2011 por la mayor elaboración de amoniaco y anhídrido carbónico. En este trimestre destaca la operación de una tercera planta de amoniaco en Cosoleacaque y el desempeño favorable de la planta de metanol del Complejo Petroquímico Independencia. En el cumplimiento de 99.4% de la meta influyó que durante 40 días operó una sola planta de amoniaco por falta de gas, debido al siniestro ocurrido en Burgos.



- En los derivados del etano, la elaboración fue 530.9 miles de toneladas, 16.6% menor al periodo octubre-diciembre de 2011 y un cumplimiento de 72% del programa, a causa de la reprogramación de los mantenimientos anuales de las plantas de derivados clorados y etileno del Complejo Petroquímico Pajaritos, de la planta de óxido de etileno, de la planta de polietileno de alta densidad y un tren de polietileno de baja densidad en el Complejo Petroquímico Morelos.

- De propileno y derivados se produjeron 8.7 miles de toneladas, superior 1.2% con relación al cuarto trimestre de 2011, resultado del aumento en acrilonitrilo y acetonitrilo, que compensó la menor producción de propileno. El cumplimiento de 40.7% se explica por el paro de operación de la planta de acrilonitrilo durante 22 días por mantenimiento programado y altos inventarios.

- Los aromáticos y derivados alcanzaron una producción de 125 mil toneladas, con una baja de 41.8% si se compara con el periodo de octubre-diciembre de 2011, debido a la disminución de 70.5% en hidrocarburo de alto octano. Con relación a la meta del cuarto trimestre de 2012 se tuvo un cumplimiento de 36.8% ocasionado por la reprogramación de las corridas de prueba de la nueva planta reformadora catalítica, por lo que el tren de aromáticos y las plantas preparadoras de carga permanecieron fuera de operación.

- De otros productos se elaboraron 168.4 miles de toneladas, con una disminución de 32% respecto al cuarto trimestre de 2011, y un cumplimiento de 61.1%.

55.4% 58.0%58.2%

44.6%42.0%

41.8%

2011 Programa Real

Desregulados BásicosFuente: Base de Datos Institucional.

2012

Producción de petroquímicos, trimestre IV


4,200.4

3,049.03,615.1

Cumplimiento72.6%



Producción de petroquímicos desregulados


Concepto


2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)

Real/Prog.

2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)


Total 2,003.5 2,436.9 1,774.4 -11.4 72.8 8,450.5 9,374.9 7,765.7 -8.1 82.8

Pemex-Petroquímica 1,675.5 1,991.3 1,447.1 -13.6 72.7 7,120.6 7,634.6 6,307.5 -11.4 82.6

Derivados del metano 567.9 617.6 614.1 8.1 99.4 2,306.5 2,274.4 2,473.0 7.2 108.7

Amoniaco 206.9 259.4 235.0 13.6 90.6 867.3 925.6 939.1 8.3 101.5Anhídrido carbónico 317.8 331.2 346.4 9.0 104.6 1288.6 1198.5 1382.6 7.3 115.4Metanol 43.2 27.0 32.7 -24.3 121.1 150.6 150.3 151.3 0.5 100.7

Derivados del etano 636.5 737.0 530.9 -16.6 72.0 2,750.4 3,122.1 2,774.7 0.9 88.9

Cloruro de vinilo 12.9 48.8 17.4 34.9 35.7 168.4 233.5 184.8 9.7 79.1Dicloroetano 23.5 90.8 28.4 20.9 31.3 274.9 390.0 300.6 9.3 77.1Etileno 287.2 292.8 241.5 -15.9 82.5 1124.3 1258.4 1127.8 0.3 89.6Glicoles etilénicos 45.2 44.7 35.7 -21.0 79.9 168.2 177.9 171.9 2.2 96.6Óxido de etileno 90.4 84.4 64.5 -28.7 76.4 354.6 352.9 345.4 -2.6 97.9Polietilenos 177.3 175.4 143.5 -19.1 81.8 660.0 709.3 644.3 -2.4 90.8

Propileno y derivados 8.6 21.4 8.7 1.2 40.7 61.9 83.7 49.1 -20.7 58.7

Acetonitrilo 0.0 0.8 0.4 - 50.0 1.8 2.9 0.7 -61.1 24.1Ácido cianhídrico 0.4 1.5 0.4 0.0 26.7 4.2 5.8 3.2 -23.8 55.2Acrilonitrilo 3.6 15.0 5.2 44.4 34.7 39.1 57.7 31.8 -18.7 55.1Propileno 4.5 4.1 2.8 -37.8 68.3 16.8 17.2 13.4 -20.2 77.9

Aromáticos y derivados 214.8 339.6 125.0 -41.8 36.8 923.0 1,062.3 165.9 -82.0 15.6

Aromáticos pesados 1.7 2.3 0.0 -100.0 0.0 7.3 6.5 0.0 -100.0 0.0Aromina 100 9.0 4.1 0.0 -100.0 0.0 40.3 13.0 0.0 -100.0 0.0Benceno 23.8 36.2 19.9 -16.4 55.0 117.8 113.2 25.7 -78.2 22.7Estireno 27.5 41.4 21.0 -23.6 50.7 127.7 129.6 29.2 -77.1 22.5Etilbenceno 32.3 47.6 25.7 -20.4 54.0 144.3 149.0 34.7 -76.0 23.3Fluxoil 0.6 1.2 0.6 0.0 50.0 2.8 3.7 0.9 -67.9 24.3Hidrocarburo de alto octano 59.6 128.6 17.6 -70.5 13.7 231.7 402.5 24.2 -89.6 6.0Tolueno 39.0 52.4 19.8 -49.2 37.8 158.7 164.2 25.2 -84.1 15.3Xilenos 21.3 25.8 20.4 -4.2 79.1 92.5 80.6 26.0 -71.9 32.3

Otros 247.8 275.8 168.4 -32.0 61.1 1078.8 1092.1 844.8 -21.7 77.4

Pemex-Refinación 168.6 295.9 204.3 21.2 69.0 693.8 1,140.4 866.7 24.9 76.0

Anhídrido carbónico 3.7 0.0 2.6 -29.7 - 14.1 0.0 12.5 -11.3 -Azufre 82.3 128.3 96.3 17.0 75.1 323.4 494.3 419.4 29.7 84.8Isopropanol 0.8 2.9 0.6 -25.0 20.7 4.1 11.7 3.8 -7.3 32.5Propano-propileno 0.0 34.0 0.0 - 0.0 0.0 129.9 0.0 - 0.0Propileno 81.8 130.6 104.8 28.1 80.2 352.2 504.5 431.0 22.4 85.4

Pemex-Gas y Petroquímica Básica 159.4 149.8 122.9 -22.9 82.0 636.1 599.9 591.5 -7.0 98.6

Azufre 159.4 149.8 122.9 -22.9 82.0 636.1 599.9 591.5 -7.0 98.6La suma de los parciales puede no coincidir debido al redondeo.Fuente: Base de Datos Institucional.



1.7 Mercado interno

En el cuarto trimestre de 2012, las ventas de petrolíferos y gas licuado en el mercado interno registraron 1,926 mil barriles diarios, volumen 6.2% mayor al del mismo trimestre del año previo, en lo que influyó una mayor comercialización de combustóleo, gasolina Pemex Premium, diesel, coque y turbosina, entre otros, con un cumplimiento de 99.7% de la meta trimestral debido a las ventas, menores a las previstas, de gasolina Pemex Magna, Pemex Diesel, coque, gas licuado y turbosina, que no se compensó con el crecimiento del combustóleo pesado, gasolina Pemex Premium UBA y diesel bajo azufre, entre otros.

Las ventas de petrolíferos sin incluir el gas licuado ascendieron a 1,624.7 miles de barriles diarios, 7.8% superiores a las del cuarto trimestre de 2011, con un cumplimiento de 100.1% de la meta.

Ventas internas de petrolíferos y gas licuado, 2012


Concepto


2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)

Real/Prog.

2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)


Total 1,812.9 1,932.0 1,926.0 6.2 99.7 1,786.7 1,887.8 1,841.1 3.0 97.5

Petrolíferos 1,507.2 1,623.2 1,624.7 7.8 100.1 1,501.9 1,601.5 1,555.6 3.6 97.1

Gasolinas automotrices 812.5 883.6 816.2 0.5 92.4 799.0 849.6 803.0 0.5 94.5

Pemex Magna 746.8 824.9 712.6 -4.6 86.4 738.6 792.0 715.3 -3.2 90.3Pemex Premium UBA 65.6 58.7 103.6 57.9 176.5 60.5 57.6 87.7 45.0 152.3

Turbosina 55.7 64.6 59.7 7.2 92.4 56.1 64.9 59.3 5.7 91.4

Diesel 393.8 412.2 410.5 4.2 99.6 383.6 404.3 400.5 4.4 99.1

Pemex Diesel 336.1 366.4 344.2 2.4 93.9 330.6 359.1 339.4 2.7 94.5Otros 57.7 45.8 66.4 15.1 145.0 52.9 45.2 61.1 15.5 135.2

Combustóleo 181.1 162.1 261.3 44.3 161.2 200.6 183.7 214.4 6.9 116.7

Otros petrolíferos 64.2 100.6 76.9 19.8 76.4 62.5 98.9 78.4 25.4 79.3

Gas licuado 305.7 308.9 301.3 -1.4 97.5 284.8 286.4 285.5 0.2 99.7

La suma de los parciales puede no coincidir debido al redondeo.Fuente: Base de Datos Institucional.

- De gasolinas automotrices se comercializaron 816.2 miles de barriles diarios, con una participación de 50.2% de las ventas totales de petrolíferos. El volumen fue 0.5% mayor al vendido entre octubre y diciembre de 2011, con 92.4% de cumplimiento, atribuible a que el



crecimiento de la economía fue menor a lo previsto.

De gasolina Pemex Premium se vendieron 103.6 miles de barriles diarios, 57.9% más que el periodo octubre-diciembre del año anterior, con un cumplimiento de 176.5% de la meta programada, consecuencia de la demanda creciente de esta gasolina, por mayor cantidad de vehículos que la requieren en el parque vehicular actual. La gasolina Pemex Magna, que incluye Pemex Magna UBA, registró ventas por 712.6 miles de barriles diarios, con una reducción de 4.6% respecto al cuarto trimestre de 2011 y un cumplimiento de 86.4% del programa debido al cambio en el patrón de consumo derivado de la reducción en el diferencial de precio respecto a la gasolina Pemex Premium, que en octubre de 2012 ascendió a 0.94 pesos por litro y en diciembre de 2012 fue 0.86 pesos por litro.

Al 31 de diciembre de 2012 se contaba con 10,042 estaciones de servicio en operación, 4.2% más que al cierre del año previo.

- Las ventas de diesel alcanzaron 410.5 miles de barriles diarios, 25.3% del volumen total de la comercialización de petrolíferos, con un crecimiento de 4.2% respecto al cuarto trimestre de 2011. El cumplimiento de la meta fue 99.6%.

El diesel para uso automotriz, Pemex Diesel, registró ventas por 344.2 miles de barriles diarios. Si se compara con el cuarto trimestre

1,710.5 1,729.2

83.1% 84.0% 84.4%

16.9%16.0% 15.6%

2011 Programa Real

Petrolíferos Gas licuadoFuente: Base de Datos Institucional.

2012

Ventas internas de petrolíferos y gas licuado, trimestre IV


1,812.9 1,932.0 1, 926.0

Cumplimiento99.7%

91.9%93.4%

87.3%

8.1%6.6%

12.7%

2011 Programa Real

Pemex Magna Pemex Premium

Ventas internas de gasolinas automotrices, trimestre IV


2012

Cumplimiento92.4%

883.6816.2812.5



de 2011 el volumen creció 2.4%, responde, principalmente, a la baja disponibilidad de gas natural debido a causas de fuerza mayor que afectaron a Pemex-Gas y Petroquímica Básica, lo que ha originado que algunos clientes compensen sus insumos con Pemex Diesel. El cumplimiento del programa fue 93.9%.

- El combustóleo mostró una demanda de 261.3 miles de barriles diarios, lo cual corresponde a un aumento de 44.3% de lo alcanzado en el cuarto trimestre de 2011 y un cumplimiento de 161.2% de la meta.

El combustóleo pesado vendido a la CFE promedió 243.3 miles de barriles diarios, con un crecimiento de 51.1% si se compara con octubre-diciembre de 2011 y con un cumplimiento de la meta de 183.1% debido a la poca disponibilidad de gas natural y de agua para la generación de electricidad.

- La venta de turbosina fue 59.7 miles de barriles diarios, mayor 7.2% respecto al cuarto trimestre de 2011, debido al repunte en el número de pasajeros en las aerolíneas. El cumplimiento de la meta fue 92.4%, resultado de considerar una demanda similar a la observada en 2008, previo a la salida de operación de líneas aéreas que cubrían vuelos nacionales e internacionales.

- De otros petrolíferos tales como asfaltos, lubricantes, parafinas, coque, gasavión, gasnafta y gasóleos, se comercializaron 76.9 mil barriles diarios, volumen 19.8% superior a la demanda observada entre octubre y diciembre de 2011, lo que significó un cumplimiento de 76.4% de la meta trimestral.

El coque promedió 47.4 miles de barriles diarios, 44.5% mayor al consumo del cuarto trimestre de 2011 debido a la mayor disponibilidad de producto con el inicio de operación de la planta coquizadora en la refinería de Minatitlán. El cumplimiento de la meta trimestral fue 79.3%, en virtud del mantenimiento no programado en la planta coquizadora de la refinería de Madero, a la suspensión del retiro en la refinería de Minatitlán por condiciones climatológicas adversas en el Golfo de México, así como por bloqueos de transportistas que afectaron el retiro del producto.

La venta de asfaltos fue 22.6 miles de barriles diarios, inferior 11.4% al volumen de octubre-diciembre de 2011, con un cumplimiento de 69.3% de la meta. En ambas variaciones incide la disminución en la disponibilidad del producto, derivada del mantenimiento en la refinería de Salina Cruz; de los trabajos de modernización en la refinería de Tula que redujeron la carga de asfalto; del incremento de las salidas de combustóleo pesado en la refinería de Salamanca, así como por la menor capacidad de producción y carga en la refinería de Madero.



Los lubricantes registraron una demanda de 4.9 miles de barriles diarios, volumen que fue 53.1% superior al comercializado en el cuarto trimestre de 2011, atribuible a mayor disponibilidad del producto. El cumplimiento de 96.1% de la meta es resultado de problemas operativos en la refinería de Salamanca.

El volumen comercializado de parafinas fue 0.8 miles de barriles diarios, superior 60% respecto de octubre-diciembre de 2011 resultado de la mayor disponibilidad del producto, con un cumplimiento de 88.9% del programa.

El gasóleo doméstico registró ventas de 0.6 miles de barriles diarios, 25% menores al cuarto trimestre de 2011, con un cumplimiento de 75% de la meta. La demanda del gasóleo doméstico está asociada a las condiciones climatológicas en el norte del país, que fueron menos frías de las esperadas.

De gas licuado se observaron ventas por 301.3 miles de barriles diarios, volumen 1.4% inferior al registrado en octubre-diciembre de 2011, resultado de las restricciones en el transporte del producto que afectaron las terminales de distribución de gas licuado de Guadalajara y Tepeji del Río, así como por el paro en el Complejo Procesador de Gas Burgos que redujo las entregas a la terminal de Monterrey. El cumplimiento de la meta fue 97.5%.

Ventas de gas natural seco

En el cuarto trimestre de 2012, se comercializaron 3,385.1 millones de pies cúbicos diarios de gas natural seco, volumen 5.6% superior al registrado en octubre-diciembre del año previo, con un cumplimiento de 103% de la meta. En ambos casos incide el aumento en las ventas realizadas al sector eléctrico, seguido del sector de distribuidoras.

- El sector eléctrico demandó 1,848.8 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, 9.5% de aumento al compararlo con el cuarto trimestre del año previo, resultado de los bajos niveles de agua en las presas y de la competitividad del precio del gas respecto de otros combustibles. Con relación al programa se tuvo un cumplimiento de 102.2%. El sector eléctrico alcanzó una participación de 54.6% de las ventas de gas natural, lo que superó en 1.9 puntos porcentuales a lo registrado entre octubre-diciembre de 2011.



- El consumo de gas natural del sector industrial y distribuidoras4/ fue 1,264.3 millones de pies cúbicos diarios, 4.6% superior al registrado en octubre-diciembre de 2011, con un cumplimiento de 100.3% de la meta. La variación se explica por el mayor consumo en el sector acerero.

- En las comercializadoras5/ de gas natural, la demanda fue 125.4 millones de pies cúbicos diarios, 31.4% inferior al cuarto trimestre de 2011, atribuible a ajustes en las entregas al sector para operar con mayor seguridad el sistema de ductos. Respecto al programa, las ventas al sector tuvieron 184.4% de cumplimiento.

Ventas de petroquímicos básicos y desregulados

En el cuarto trimestre de 2012, se comercializaron 974.5 miles de toneladas de petroquímicos, volumen 1.4% mayor al registrado en octubre-diciembre de 2011, donde destacan los petroquímicos desregulados con 854.5 miles de toneladas, con ventas principalmente de amoniaco,

4/ Incluye autogeneración de electricidad. 5/Las comercializadoras se presentan por separado debido a que no tienen relación directa con los procesos productivos, ya que sus compras están más relacionadas con contratos y oportunidades de mercado, por lo que la expectativa de variación sobre sus ventas futuras es alta.

52.7% 55.0% 54.6%

41.6% 42.9% 41.7%5.7% 2.1% 3.7%

2011 Programa Real

Ventas de gas natural seco, trimestre IV


ComercializadorasSector industrial, distribuidoras y autogeneraciónSector eléctrico


3,204.6 3,287.1 3,385.1

Cumplimiento103.0%

2012



azufre y polietilenos. Con respecto a la meta se tuvo un cumplimiento de 73.5%, como consecuencia de la comercialización menor a la prevista de petroquímicos desregulados, principalmente propileno, azufre, cloruro de vinilo, anhídrido carbónico, amoniaco, polietilenos, estireno y glicoles; así como de materia prima para negro de humo (petroquímico básico).

Ventas internas de petroquímicos


Concepto


2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)

Real/Prog.

2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)


Total 960.9 1,326.0 974.5 1.4 73.5 4,251.4 5,105.3 4,188.3 -1.5 82.0

Básicos 137.7 197.6 120.0 -12.9 60.7 514.4 748.3 509.6 -0.9 68.1 Desregulados 823.2 1,128.4 854.5 3.8 75.7 3,737.0 4,357.0 3,678.7 -1.6 84.4

Por organismo subsidiario Pemex-Gas y Petroquímica Básica 300.1 387.4 164.5 -45.2 42.5 1,164.9 1,500.9 859.2 -26.2 57.2 Pemex-Refinación 66.7 146.3 200.4 200.4 137.0 292.0 565.7 656.3 124.8 116.0 Pemex-Petroquímica 594.0 792.3 609.6 2.6 76.9 2,794.6 3,038.7 2,672.8 -4.4 88.0

Pemex-Petroquímica, por cadena Derivados del etano 252.8 312.5 233.1 -7.8 74.6 1,171.9 1,280.2 1,192.0 1.7 93.1 Derivados del metano 262.2 364.5 310.1 18.3 85.1 1,256.2 1,298.8 1,213.2 -3.4 93.4 Aromáticos y derivados 66.1 72.1 48.4 -26.8 67.1 265.3 285.4 161.4 -39.2 56.6 Propileno y derivados 10.1 23.9 10.9 7.9 45.6 69.5 94.7 61.8 -11.1 65.3 Otros1/ 2.9 19.2 7.1 144.8 37.0 31.6 79.6 44.5 40.8 55.9

1/ No incluye gasnafta. La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. Fuente: Base de Datos Institucional.

- Por clasificación, 87.7% del volumen comercializado correspondió a petroquímicos desregulados y 12.3% a básicos.

De octubre a diciembre de 2012, las ventas de petroquímicos básicos fueron 120 mil toneladas, volumen 12.9% menor al cuarto trimestre del año previo, con un cumplimiento de 60.7% del programa. En ambas variaciones sobresale la venta de materia prima para negro de humo que ascendió a 110.5 miles de toneladas, 7.8 menor respecto al cuarto trimestre de 2011, con un cumplimiento de 62.5% de la meta. Las ventas



de este producto, destinado a la industria hulera, representaron 92% del total de los petroquímicos básicos, cinco puntos porcentuales más que de octubre a diciembre de 2011.

Al mercado nacional se destinaron 854.5 miles de toneladas de petroquímicos desregulados, volumen 3.8% mayor si se compara con el cuarto trimestre de 2011, con un cumplimiento de 75.7% de la meta trimestral. Por organismo subsidiario, 71.3% de las ventas correspondieron a Pemex-Petroquímica, 18.1% a Pemex-Gas y Petroquímica Básica (principalmente azufre) y 10.5% a Pemex-Refinación (sobre todo propileno grado químico y grado refinería).

- La comercialización de azufre alcanzó 153.6 miles de toneladas, lo cual representó a una reducción de 5% respecto a octubre-diciembre de 2011 en virtud de que los clientes más importantes de la industria química redujeron su consumo. El cumplimiento de 80.9% de la meta trimestral es atribuible a la menor oferta de azufre en complejos procesadores de gas (Nuevo Pemex y Ciudad Pemex) y en las refinerías de Minatitlán, Salina Cruz y Cadereyta; además de que el programa consideró una mayor demanda de azufre para la industria química y de fertilizantes.

85.7%85.1%

87.7%

14.3%

14.9%

12.3%

2011 Programa Real

Desregulados Básicos

Cumplimiento73.5%


2012

Ventas internas de petroquímicos, trimestre IV


1,326.0

974.5960.9



A continuación se presenta el comportamiento de las ventas de Pemex-Petroquímica por cadena en octubre-diciembre de 2012:

- Los derivados del etano registraron ventas por 233.1 miles de toneladas, equivalentes a 38.2% del volumen de petroquímicos vendido por Pemex-Petroquímica, mismas que fueron 7.8% inferiores respecto al cuarto trimestre de 2011, con un cumplimiento de 74.6% de la meta, lo que se explica por los mantenimientos realizados en las plantas de óxido de etileno, cloruro de vinilo y polietileno de alta densidad.

Las ventas de polietilenos totalizaron 134.8 miles de toneladas, 1.7% menos a las del cuarto trimestre de 2011, con un cumplimiento de 85.1% del programa. En este resultado destaca el efecto de que el sector transformador adoptó la estrategia de mantener bajos inventarios hasta la conclusión del año. El polietileno de baja densidad participó con 103.5 miles de toneladas, 76.8% del volumen total de polietilenos vendidos; similar al porcentaje del trimestre que se compara.

El óxido de etileno registró 39.7 miles de toneladas de ventas, 30.7% menor al cuarto trimestre de 2011, mientras que la meta se cumplió en 74.5%.

De cloruro de vinilo se comercializaron 22.7 miles de toneladas, lo que significó un aumento de 83.1%, si se comparan con octubre-diciembre de 2011, mientras que el cumplimiento de la meta fue 41.1%.

La demanda de glicoles etilénicos se ubicó en 34.9 miles de toneladas y la de etileno en 1.1 miles de toneladas.

- Derivados del metano. Se vendieron 310.1 miles de toneladas en territorio nacional, equivalentes a 50.9% de las ventas totales de petroquímicos desregulados de Pemex-Petroquímica. Este volumen de ventas representó un crecimiento de 18.3%, respecto a octubre-diciembre de 2011, debido sobre todo al mayor consumo de amoniaco. El cumplimiento de 85.1% de la meta es resultado de la menor disponibilidad de gas natural.

El amoniaco concentró 72.7% de las ventas de derivados del metano, su demanda se ubicó en 225.5 miles de toneladas, 26.9% superior a la de octubre-diciembre de 2011 por el restablecimiento del consumo de amoniaco en este periodo del año, así como por mejores precios debido a las restricciones internacionales del amoniaco como materia prima para el metanol. El cumplimiento de 89.5% del programa se debió a las restricciones en la oferta de gas natural como materia prima para el metanol.

La venta de anhídrido carbónico fue 58.3 miles de toneladas, 1.4% por arriba de la realizada en el cuarto trimestre de 2011, con un cumplimiento de 67% de la meta.



De metanol se comercializaron 26.3 miles de toneladas, 2.2% menos que en octubre-diciembre de 2011, con un cumplimiento de 103.1% de la meta. Ambas variaciones se deben a la menor producción de este producto.

- Aromáticos y derivados. La demanda de los petroquímicos de esta cadena alcanzó 48.4 miles de toneladas, 26.8% menor a la del cuarto trimestre de 2011 a causa de la disminución en su elaboración. El cumplimiento de 67.1% de la meta es atribuible a que se prescindió de subproductos aromáticos. En octubre de 2012, reiniciaron las operaciones del complejo de aromáticos, a partir de reformado importado y de la planta de estireno, lo que permitió restablecer el trato comercial con productores de poliestireno y termoplásticos; esto último permitió reducir el nivel de importaciones de xileno y tolueno.

De tolueno se comercializaron 19.1 miles de toneladas, 7.3% menores a las ventas del cuarto trimestre de 2011, con un cumplimiento de 84.9% de la meta.

Los xilenos alcanzaron ventas de 11.5 miles de toneladas, 12.9% menores, con un cumplimiento de 95.8% de la meta.

La comercialización de estireno ascendió a 17.7 miles de toneladas, 39.8% inferior al volumen de octubre-diciembre del año previo. El cumplimiento de la meta fue 52.1%.

- Propileno y derivados. Se vendieron 10.9 miles de toneladas, volumen 7.9% mayor al registrado en el cuarto trimestre de 2011. El cumplimiento de la meta fue 45.6%, resultado de la reducción en la disponibilidad y precios de los productos.

De acrilonitrilo se vendieron 3.3 miles de toneladas, 7.3 miles de toneladas de propileno grado químico y 0.4 miles de toneladas de ácido cianhídrico.

- Oros productos. La demanda ascendió a 7.1 miles de toneladas, 144.8% mayor al reportado en octubre-diciembre de 2011, con un cumplimiento de 37% de la meta, principalmente por las ventas de ácido muriático que registraron 3.3 miles de toneladas, con 32% de cumplimiento de la meta.



1.8 Mercado internacional

Mercado petrolero internacional

Durante el cuarto trimestre de 2012, los precios de los crudos marcadores en el mercado internacional de los hidrocarburos tuvieron un comportamiento a la baja. El precio del crudo West Texas Intermediate registró un promedio de 88.15 dólares por barril, 6.2% menor a igual periodo del año previo, mientras que el crudo Brent del Mar del Norte alcanzó un precio promedio de 110.08 dólares por barril, 0.6% superior al cuarto trimestre de 2011. Ese comportamiento se debió a la fluctuación de la demanda mundial de crudo, al riesgo de una interrupción en la oferta de petróleo por países del Medio Oriente y a los retrasos en los envíos de crudo de los países productores en el Mar del Norte.

En el último trimestre de 2012, el precio promedio de la mezcla mexicana de exportación fue 96.53 dólares por barril, 8% menos que en el mismo periodo del año precedente. Durante octubre alcanzó el promedio máximo del periodo al situarse en 99.10 dólares por barril, para luego disminuir su valor en noviembre y diciembre, situación derivada de la desaceleración en la economía global y la incertidumbre sobre la crisis de deuda en Europa.

60

80

100

120

140

WTI Mezcla mexicana BrentFuente: Base de Datos Institucional.

Precio del crudo mexicano de exportación y precios de referencia

(dólares por barril)

2011 2012

Ene FebMar Abr May JunJul AgoSepOctNovDic EneFebMar AbrMay JunJul AgoSepOctNov Dic



En cuanto al tipo de crudo de la mezcla mexicana, el Olmeca promedió 104.35 dólares por barril, el Istmo 103.04 dólares por barril y el Maya 94.53 dólares por barril, lo que significó una disminución de 6.9%, 4.7% y 8.6% respectivamente, en relación al mismo trimestre de 2011.

Mercado internacional de gas natural

Durante el cuarto trimestre de 2012, el precio promedio de referencia internacional del gas natural se ubicó en 3.28 dólares por millón de Btu, lo que al compararlo con el mismo periodo del año previo, representó una disminución de 0.12 dólares por millón de Btu, equivalente a 3.5% menor que el año anterior.

La producción de Estados Unidos (EU) fue de 64.7 miles de millones de pies cúbicos diarios, 4% superior a la de 2011, lo que representa el nivel más alto históricamente y se explica principalmente por la producción de fuentes no convencionales (gas shale6/), segmento que en 2012 representó el 44.3% del total de la producción, al pasar de un promedio de 23.1 miles de millones de pies cúbicos diarios en 2011 a 28.64 miles de millones de pies cúbicos diarios en 2012.

6/ Gas shale es un gas natural que se obtiene de rocas como lutita o pizarra. Es una roca sedimentaria muy porosa que en estos poros contiene gas atrapado.

0112233445

Precio de referencia del gas natural

(dólares por millón de Btu)


2011 2012

Ene Feb Mar Abr MayJun Jul AgoSep Oct NovDic Ene Feb MarAbr MayJun Jul Ago Sep Oct Nov Dic



Los factores que más influyeron en el comportamiento de los precios de referencia del gas natural fueron:

- La demanda de gas natural en Estados Unidos en 2012 registró un promedio de 69.7 miles de millones de pies cúbicos diarios, volumen 4.1% mayor al registrado en 2011. El incremento se explica por el crecimiento de la demanda del sector eléctrico, al requerir 25 mil millones de pies cúbicos diarios, lo que representó un aumento de 20.6% respecto a 2011. Esto como resultado de un efecto-sustitución en la generación eléctrica a favor del gas natural, por su menor precio respecto a otros combustibles; además de una regulación más estricta en materia de generación nucleoeléctrica. Por su parte, los sectores residencial y comercial registraron de manera conjunta una reducción de 10.8% en su consumo por un invierno menos frío que el promedio histórico.

Demanda de gas natural en Estados Unidos

(miles de millones de pies cúbicos diarios)

Sectores

Enero-diciembre

2011 2012 Var. (%)

Total 66.9 69.7 4.2

Residencial y comercial 21.6 19.2 -11.1 Eléctrico 20.8 25.0 20.2 Industria 18.4 18.7 1.6 Otros consumos 6.2 6.7 8.1

Fuente: PIRA, Energy Group, 21 de diciembre de 2012.

- En 2012, las importaciones totales de Estados Unidos registraron un promedio de 6.3 miles de millones de pies cúbicos diarios, de los cuales 5.8 miles de millones de pies cúbicos diarios provinieron de Canadá. En el mismo sentido, el comportamiento de las importaciones de gas natural licuado fueron 0.5 miles de millones de pies cúbicos diarios menores a 2011, como resultado del incremento de la producción interna y de los menores precios relativos del gas natural en EU en comparación con los observados en Europa y Asia.

- El incremento en la producción de gas natural en EU propició que el nivel de almacenamiento se mantuviera elevado; sin embargo, ante la fuerte demanda del sector eléctrico registrada en el verano, el inventario empezó a disminuir en junio hasta alcanzar un volumen de 3,517 mil millones de pies cúbicos en diciembre, que fue 45 mil millones de pies cúbicos mayor al registrado en 2011.



Márgenes de refinación en el SNR y en EU

Los márgenes variables obtenidos en el Sistema Nacional de Refinación (SNR) y en Estados Unidos mostraron trayectorias similares. Al relacionar el cuarto trimestre de 2012 respecto a 2011, el margen estadounidense aumentó 9.18 dólares, al pasar de 9.52 a 18.70 dólares por barril, mientras que el margen nacional aumentó 6.72 dólares, al pasar de -2.64 a 4.08 dólares por barril.

1.87

44.0632.93 6.11

20.74 -0.20 0.13 -101.56

4.08

Gas licuado Gasolinas Diesel Querosenos Residua-les

Gasóleo devacío

Otros Crudo Margenvariable

0.9856.16

40.08 11.93 5.53 0.00 1.73 -97.71

18.70

Gas licuado Gasolinas Diesel Querosenos Residua-les

Gasóleo devacío

Otros Crudo Margenvariable

SNR

EU

Comparación de los márgenes variables de refinación, octubre-diciembre, 20121/

(dólares por barril)

4/

5/

1/Cifras preliminares.2/ Incluye combustóleo, asfaltos, materia prima para negro de humo, coque y variación de inventarios de los residuales intermedios.3/ Incluye parafinas, lubricantes, petroquímicos, otras materias primas (gas natural), variación de inventarios de otros productos

intermedios y terminados, y servicios auxiliares.4/ Incluye combustóleo y coque.5/ Incluye otros productos, servicios auxiliares y autoconsumos.Fuente: Pemex-Refinación.

2/

3/



Márgenes variables de refinación del SNR y de EU

(dólares por barril) Periodo T I T II T III T IV 2011 T I T II T III T IV 2012

SNR 3.50 1.04 -2.17 -2.64 -0.09 -2.74 -2.68 1.50 4.08 0.01

EU 15.22 15.39 19.12 9.52 14.81 13.95 15.68 22.07 18.70 17.61

EU-SNR 11.72 14.35 21.29 12.16 14.90 16.69 18.36 20.57 14.62 17.6

Fuente: Base de datos Pemex-Refinación.

Balanza comercial

En el periodo octubre-diciembre de 2012, la balanza comercial de Petróleos Mexicanos registró un superávit de 3,863.4 millones de dólares, 43.3% menor a la del mismo periodo del año previo, con un cumplimiento de 77.7% la meta. Este comportamiento se debió principalmente al menor precio de la mezcla mexicana de crudo de exportación.

- Las exportaciones de hidrocarburos fueron 12,706.4 millones de dólares, 13.8% inferiores al mismo periodo de 2011. Del total comercializado en el exterior, la participación por tipo de producto fue la siguiente: petróleo crudo, 91.2%; gasolina natural, 3.4%; petrolíferos y gas licuado, 4.4%; petroquímicos, 0.5%; condensados, 0.5%; y una proporción no significativa de gas natural.

- Las importaciones sumaron 8,843 millones de dólares, lo que significó un aumento de 11.6% en comparación con lo registrado en el mismo periodo del año previo, debido a mayores egresos en importaciones de petrolíferos, petroquímicos y gas natural. De las importaciones totales 95.1% fueron petrolíferos; 4.4% gas natural y 0.5% petroquímicos. El cumplimiento de la meta fue 164.6%, por importaciones mayores a las previstas de petrolíferos, en particular combustóleo, gasolinas y componentes y diesel.

El petróleo crudo es el rubro con mayor participación en las exportaciones, que para este producto alcanzaron 11,585.9 millones de dólares, durante el cuarto trimestre de 2012, monto 10.4% menor al del mismo periodo del año previo, como consecuencia de los menores volúmenes y precios de exportación; sin embargo los precios, más altos que los previstos, permitieron superar la meta que registró un cumplimiento de 125.2%.

- La mezcla mexicana de crudo de exportación estuvo compuesta por 77.8% de Maya, 13.9% de Olmeca y 8.3% de Istmo, que en conjunto registraron un volumen de 1,304.6 miles de barriles diarios. El destino del petróleo crudo de exportación en volumen fue: Estados Unidos (73.8%), España (13.3%), India (9.6%), China (1.5%), países del Convenio de San José (0.7%), Canadá (0.6%) y Holanda (0.6%).



6,819.1

4,975.43,863.4

2011 Programa Real

Saldo de la balanza comercial, trimestre IV

(millones de dólares)

Cumplimiento77.7%

Fuente: Base de Datos Institucional.2012

Durante octubre-diciembre de 2012, la balanza comercial de gas natural fue 387.3 millones de dólares deficitaria, saldo 47.7% superior al registrado en el periodo equivalente del año anterior, debido a la menor disponibilidad de este hidrocarburo, lo que propició una mayor importación. Respecto al programa del trimestre, el déficit fue 76.4% del previsto.

- El valor de las importaciones de gas natural fue 387.4 millones de dólares, 47.6% superior al monto del cuarto trimestre de 2011. En volumen el registro fue de 1,161.2 millones de pies cúbicos de gas natural, 58.6% mayor al mismo periodo del año anterior.

En el periodo octubre-diciembre de 2012, la balanza comercial de productos petrolíferos y gas licuado presentó un saldo deficitario de 7,413.3 millones de dólares, 25.4% mayor al mismo periodo del año previo, así como superior 195.1% al déficit previsto.

- El valor de las exportaciones de petrolíferos y gas licuado fue 995.5 millones de dólares, 42.2% inferior al registrado en el cuarto trimestre de 2011, con un cumplimiento de 94.9% de la meta, derivado a que se exportó menor volumen de combustóleo que el estimado en el trimestre. Asimismo, se exportó menos diluente, debido a la mayor ocupación del mismo por parte de las plantas de proceso, que se reflejó en una menor disponibilidad del producto para ventas.

- El valor de las importaciones de petrolíferos alcanzó 8,408.9 millones de dólares, 10.1% superior al realizado en el cuarto trimestre de 2011 y 173.5% arriba del programa, resultado del mayor volumen importado de combustóleo, gasolina, diesel y metil-terbutil-éter.



Valor del comercio exterior de hidrocarburos, trimestre IV

(millones de dólares)

Concepto


2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)

Real/Prog.

2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)

Real/Prog.Prog. Real Prog. Real

Saldo 6,819.1 4,975.4 3,863.4 -43.3 77.7 25,054.3 20,683.4 20,995.1 -16.2 101.5

Exportaciones 14,742.7 10,346.9 12,706.4 -13.8 122.8 55,858.9 40,444.4 52,019.7 -6.9 128.6

Petróleo crudo 12,930.4 9,256.6 11,585.9 -10.4 125.2 49,379.6 36,544.4 46,788.1 -5.2 128.0Condensados 23.9 - 66.8 179.5 - 23.9 - 183.8 669.0 -Gas natural seco 0.3 - 0.2 -33.3 - 1.6 - 0.6 -62.5 -Petrolíferos y gas licuado 1,104.3 619.4 562.2 -49.1 90.8 3,574.3 1,890.8 2,506.6 -29.9 132.6Petroquímicos 65.5 41.6 58.0 -11.5 139.4 260.2 227.3 283.1 8.8 124.5Gasolina natural 618.5 429.3 433.4 -29.9 101.0 2,619.3 1,781.9 2,257.4 -13.8 126.7

Importaciones 7,923.6 5,371.6 8,843.0 11.6 164.6 30,804.6 19,761.0 31,024.5 0.7 157.7

Gas natural seco 262.5 506.9 387.4 47.6 76.4 1,272.2 1,938.1 1,216.2 -4.4 62.8Petrolíferos y gas licuado 7,636.1 4,847.5 8,408.9 10.1 173.5 29,407.6 17,694.8 29,556.5 0.5 167.0Gas licuado1/ 730.7 572.4 538.0 -26.4 94.0 2,195.4 1,752.9 1762.6 -19.7 100.6Petroquímicos 25.0 17.2 46.6 86.4 270.9 124.7 128.0 251.8 101.9 196.7

1/ Incluye las importaciones de propano La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. Fuente: Base de Datos Institucional.

- La importación de gas licuado fue 108.7 miles de barriles diarios, 2.1% mayor respecto al mismo trimestre de 2011, esto fue resultado de una menor oferta nacional. El valor de las importaciones de gas licuado totalizó 538 millones de dólares, 26.4% por abajo de lo reportado en el mismo periodo de 2011.

En cuarto trimestre de 2012, la balanza comercial de petroquímicos presentó un superávit de 11.4 millones de dólares, monto menor al registrado el mismo periodo del año anterior (40.5 millones de dólares). Disminuyó el volumen exportado de amoniaco, azufre y polietileno de alta y baja densidad, y aumentó la importación de especialidades petroquímicas y tolueno, entre otros.

- Por exportación de petroquímicos se obtuvieron 58 millones de dólares, 11.5% menos que en el cuarto trimestre de 2011, principalmente por menor exportación de amoniaco, azufre y polietileno de alta y baja densidad, compensado en parte por el incremento en la exportación de etileno. Respecto a la meta se tuvo un cumplimiento de 139.4%. En volumen, los petroquímicos exportados alcanzaron 112.6 miles de toneladas, 11.2% menos que en el mismo trimestre del año previo.



- El valor de las importaciones de petroquímicos fue 46.6 millones de dólares, 86.4% superior a lo registrado en el mismo trimestre de 2011, por efecto del incremento en la compra de especialidades petroquímicas, tolueno y xileno.

Las divisas generadas por las exportaciones de gasolina natural totalizaron 433.4 millones de dólares, monto 29.9% menor al obtenido en el cuarto trimestre de 2011, con un cumplimiento de la meta de 101%. En volumen, se registraron 53.7 miles de barriles diarios exportados, 26.6% menos de lo reportado en el mismo periodo de 2011. Cabe señalar que de este producto no se realizan importaciones.

En el cuarto trimestre de 2012, las exportaciones de condensados alcanzaron 8.6 miles de barriles diarios con un monto de 66.8 millones de dólares. No se programan exportaciones de estos hidrocarburos.

Volumen del comercio exterior de hidrocarburos, trimestre IV

Concepto


2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)

Real/Prog.

2011

2012 Var. (%)

12/11

Cumpl. (%)


Exportaciones

Petróleo Crudo (Mbd) 1,339.0 1,185.5 1,304.6 -2.6 110.0 1,337.8 1,175.7 1,255.6 -6.1 106.8

Maya 1/ 1,043.8 914.3 1,015.3 -2.7 111.0 1,035.6 894.7 962.4 -7.1 107.6Istmo 104.3 71.2 107.6 3.2 151.1 99.3 74.1 99.5 0.2 134.3Olmeca 190.9 200.0 181.7 -4.8 90.9 202.9 206.8 193.7 -4.5 93.7

Gas natural seco (MMpcd) 1.1 - 0.8 -27.3 - 1.3 - 0.9 -30.8 -Condensados (Mbd) 2.8 - 8.6 207.1 - 0.7 - 5.6 - -Petrolíferos y gas licuado (Mbd) 126.0 86.5 67.0 -46.8 77.5 108.9 65.1 72.5 -33.4 111.4Petroquímicos (Mt) 126.8 120.4 112.6 -11.2 93.5 458.0 567.6 602.1 31.5 106.1Gasolina natural (Mbd) 73.2 54.4 53.7 -26.6 98.7 75.2 58.7 69.4 -7.7 118.2

Importaciones

Gas natural seco (MMpcd) 732.0 1,059.9 1,161.2 58.6 109.6 790.8 1,071.4 1,089.3 37.7 101.7

Petrolíferos (Mbd) 618.3 480.5 680.6 10.1 141.6 595.8 445.1 583.7 -2.0 131.1Gas licuado (Mbd) 2/ 106.5 107.6 108.7 2.1 101.0 82.4 84.6 85.6 3.9 101.2Petroquímicos (Mt) 18.8 30.8 26.7 42.0 86.7 101.3 135.6 190.1 87.7 140.2

La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras.1/ Incluye crudo Altamira. 2/ Incluye propano y butano. Fuente: Base de Datos Institucional.



1.9 Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa

Petróleos Mexicanos presentó en enero de 2013 el último informe de avance del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa 2008-2012 (PEO),7/ correspondiente al cuarto trimestre de 2012, que informa el progreso en la ejecución de las acciones planteadas en el programa y el grado de cumplimiento de las metas establecidas para los indicadores asociados. En caso de que exista incumplimiento en alguna de las metas se explican las causas y se plantean las acciones correctivas para su mejora.

- Pemex-Exploración y Producción. Evaluó 24 metas, de las cuales, tres obtuvieron calificación sobresaliente, seis aceptable y cinco insuficiente. Cabe mencionar que el resultado de las diez metas restantes se reportan con el cierre definitivo del año.

- Pemex-Refinación. De 22 metas, obtuvo ocho con resultado sobresaliente, una aceptable y trece insuficiente.

- Pemex-Gas y Petroquímica Básica. Consideró 20 metas, de las cuales cuatro calificaron sobresalientes, seis aceptables, nueve insuficientes y un indicador se reporta sin meta específica, debido a que la nueva planta criogénica en el Complejo Procesador de Gas Poza Rica continúa en proceso de estabilización para la realización de pruebas a condiciones de diseño.

- Pemex-Petroquímica. Calificó 18 metas, de las que resultaron cuatro sobresalientes, cinco aceptables, siete insuficientes y dos indicadores sin calificación debido a que su evaluación está asociada al tren de aromáticos, el cual se encuentra fuera de operación.

- Corporativo de Petróleos Mexicanos. Dio seguimiento a cinco metas, de las cuales tres resultaron sobresalientes y dos aceptables.

De 89 metas evaluadas en el PEO, 22 (24.7%) calificaron sobresalientes, 20 (22.5%) resultaron aceptables, 34 (38.2%) fueron insuficientes y 13 (14.6%) no se evalúan.

7/ Petróleos Mexicanos en cumplimiento al decreto publicado en el Diario Oficial de la Federación el 1 de octubre de 2007, mediante el cual se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, en materia de hidrocarburos y específicamente en lo dispuesto en el artículo noveno transitorio, elaboró el Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2008-2012.

2. Principales resultados de la gestión corporativa


41


2.1 Avance de la Reforma Energética

Los principales avances en el proceso de instrumentación de la Reforma Energética, alcanzados durante el cuarto trimestre de 2012, en el marco de la Ley de Petróleos Mexicanos, de su Reglamento y de otras disposiciones aplicables se presentan a continuación:

- En octubre, el Consejo de Administración aprobó reformas al Estatuto Orgánico de Petróleos Mexicanos para la creación y la estructura organizacional de la Unidad de Control Interno Institucional, así como sus respectivas adiciones y derogaciones. Adicionalmente aprobó los Lineamientos para el Uso de Tecnologías Eficientes en la Producción de Amoniaco en Pemex-Petroquímica.

- En noviembre, el Consejo de Administración aprobó el Programa Estratégico Tecnológico 2013-2027 y su incorporación al Plan de Negocios. Asimismo, además tomó conocimiento del informe sobre la Reestructuración de Petróleos Mexicanos que en diciembre se presentó al H. Congreso de la Unión, en cumplimiento al artículo Décimo Quinto Transitorio de la Ley de Petróleos Mexicanos.

- En diciembre, Petróleos Mexicanos publicó la convocatoria oficial para la tercera ronda de los Contratos Integrales de Exploración y Producción, correspondiente a seis áreas de Chicontepec. En total, las seis áreas a licitar (Pitepec, Amatitlán, Soledad, Miquetla, Humapa y Miahuapan) tienen reservas 3P por 2,205 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de calidad mediana a ligera.

2.2 Avance y situación del Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y de sus Organismos Subsidiarios

Petróleos Mexicanos continúa la presentación del reporte de avance de las metas del Plan de Negocios y del programa operativo en cada sesión ordinaria del Consejo de Administración. Los avances correspondientes a 2012 se evalúan conforme a los principales indicadores y sus metas contenidas en el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, para el horizonte 2012-2016, que fue aprobado por el Consejo de Administración en julio de 2011. Como se comenta en el apartado de los Avances en la Reforma Energética, el Consejo de Administración aprobó el “Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2013-2017” en julio de 2012.

Los avances en el cumplimiento de las metas del Plan de Negocios para 2012 se presentan en las tablas que se muestran a continuación:



42

Indicadores de Pemex-Exploración y Producción

Objetivo 1 Incrementar inventario de reservas por nuevos descubrimientos y reclasificación.

Indicador Responsable 2011

2012 Variación

(%)

Referencia

Real Meta

Incorporación de reservas 3P, MMbpce PEP 1,461 N.D.

N.D.

1,598 - N.A.

Tasa de restitución de reservas probadas, (%) PEP 101 96 - 100

N.D. = Datos no disponibles por no tener concluido el proceso de certificación por terceros. N.A. = No aplica

Para los indicadores de reservas, se calculó el comportamiento del indicador 2007-2011.

Objetivo 2 Incrementar la producción de hidrocarburos.


2012 Variación

(%)

Referencia

Real Meta

Producción de crudo, Mbd PEP 2,550 2,548 2,606 -2.2 N.A.

Producción de gas natural, MMpcd1/ PEP 5,913 5,676 5,837 -2.8 N.A.

1/ Producción de gas sin nitrógeno. N.A. = No aplica

Objetivo 3

Obtener niveles de eficiencia por encima de estándares internacionales en aprovechamiento de gas y costos de

producción.


2012 Variación

(%)

Referencia

Real Meta

Aprovechamiento de gas natural, (%) PEP 96.2 98.0 98.0 0.0 N.A.

Costo de producción, US$/bpce 1/ PEP 6.37 6.93 2/ <=6.48 6.9 10.19 3/

Costo de descubrimiento y desarrollo, US$/bpce 1/ PEP 16.77 15.86 2/ <=16.25 -2.4 N.D.

1/ Expresado en dólares de 2012. N.D. = No disponible N.A. = No aplica

2/ Preliminar al 25 de enero de 2013. De acuerdo con la normatividad contable, sigue abierto el proceso de cierre anual.

3/ El benchmark internacional del costo de producción corresponde al promedio registrado en 2011 de nueve de las principales empresas petroleras: British Petroleum, Chevron/Texaco, Exxon/Mobil, Royal Dutch Shell, ConnocoPhilips, Total, ENI, Statoil y Petrobras.

Comportamiento histórico del indicador Evaluación del estimado de cierre contra la meta Observaciones

Tendencia histórica positiva. Tendencia histórica negativa. Sin datos históricos 2008-2012

-3% > X 3% < X (inv)

-1% > X > = -3% 3% > =X>1% (inv)

-1%<=X 1%>=X (inv)

Para los indicadores expresados en porcentaje la variación se determina como la diferencia entre el real y la meta.



43

Indicadores de Transformación Industrial

Objetivo 4 Alcanzar un desempeño operativo superior al promedio de la industria en las actividades de transformación.


2012 Variación

(%) Referencia

Real Meta

Rendimientos de gasolinas y destilados, (%) 1/ PR 61.6 64.0 68.9 -4.9 72.7 2/

Índice de intensidad energética, índice PR 138.3 139.2 126 10.48 94.4 2/

Autoconsumos de gas combustible en procesamiento de gas, (%) PGPB 5.4 5.25 <5.5 -0.25 <6.0

Ahorro en consumo de gas natural, MMpcd 3/ PPQ N.D. N.D. 0 0 N.A.

1/ Considera producción de crudo. N.D. = No disponible N.A. = No aplica

2/ Informe Solomon 2010.

3/ PPQ propone un indicador similar, ya que este indicador estaba referido a los proyectos de cogeneración que aplicarían en 2017.

Objetivo 5

Incrementar y adaptar la capacidad de transformación industrial para asegurar el suministro y maximizar el valor

económico.


2012 Variación

(%) Referencia

Real Meta

Producción incremental de gasolinas y destilados intermedios, Mbd

PR 0 38.9 1/ 0 38.9 N.A.

Capacidad incremental criogénica instalada en CPGs, MMpcd

PGPB

0 200 200 0 N.A.

1/ El volumen que se reporta es por el retraso en la entrada en operación de la reconfiguración de Minatitlán. No se consideró como estrategia en el Plan de Negocios 2012-2016, razón por la cual la meta planteada para 2012 es 0.

N.A. = No aplica


Tendencia histórica positiva.

Tendencia histórica negativa.

Sin datos históricos 2008-2012

-3% > X 3% < X (inv)

-1% > X > = -3% 3% > =X>1% (inv)

-1%<=X 1%>=X (inv)




44

Indicadores de Transformación Industrial

Objetivo 6 Impulsar el desarrollo de la petroquímica nacional con inversión propia y complementaria.


2012 Variación

(%) Referencia

Real Meta

Capacidad de producción incremental de petroquímicos, Mta 1/

PPQ N.D. 0 0 0 N.A.

1/ Indicador referido a los proyectos de 1-Buteno y 2da etapa de aromáticos que aplicarían a partir de 2017. N.D. = No disponible N.A. = No aplica





-3% > X 3% < X (inv)

-1% > X > = -3% 3% > =X>1% (inv)

-1%<=X 1%>=X (inv)




45

Indicadores de Logística y Comercialización

Objetivo 7 Optimizar la capacidad de logística y acondicionamiento de hidrocarburos.


2012 Variación

(%) Referencia

Real Meta

Capacidad adicional de transporte de petrolíferos, Mbd

PR

15 50 1/ 6 733 N.A.

Capacidad adicional de transporte de gas natural, MMpcd

PGPB 0 0 48 -100 N.A. Capacidad de deshidratación y desalado de crudo pesado, Mbd PEP 450 450 900 -50.0 N.A. Capacidad de eliminación de nitrógeno en el gas, MMpcd de N2 eliminado PEP 617 2/ N.A. 335 N.A. N.A.

1/ Considera la segunda etapa del sistema Tuxpan-México cuyo inicio de operaciones se reprogramó para 2012. N.A. = No aplica

2/ A partir de 2011 se superó la meta del indicador “Capacidad de eliminación de nitrógeno en el gas”, y a partir de 2012 se está controlando de manera operativa (estrangulamiento y reinyección a pozos). Este indicador ha sido cancelado a partir del 1er trimestre de 2012, por haber alcanzado el cumplimiento de la NOM-1001 SECRE 2010.

Objetivo 8 Fortalecer la orientación a los clientes.


2012 Variación

(%) Referencia

Real Meta

Índice de satisfacción en Pemex-Refinación, (calificación otorgada en encuestas de mercado)1/

PR 78.0 1/ 78.0 80.0 -2.5 N.A.

Índice de satisfacción de clientes de gas natural, (%)

PGPB

78.0 77.0 82.4

-5.4 N.A.

1/ Se redefine el valor real 2011 y la meta con base en escala 100. Su comportamiento histórico incluye información de 2008-2011. N.A. = No aplica





-3% > X 3% < X (inv)

-1% > X > = -3% 3% > =X>1% (inv)

-1%<=X 1%>=X (inv)




46

Indicadores Temas Transversales

Objetivo 9 Garantizar la operación segura y confiable.


2012 Variación

(%) Referencia

Real Meta

Índice de frecuencia de accidentes, índice OS/DCO 0.54 0.61 0.38 1/ 60.5 0.42 2/

PEP-Índice de paros no programados, (%) 3/ 5/ PEP/DCO 0.87 1.1 1.5 -0.4 1.0

PR/SP-Índice de paros no programados, (%) 4/ 5/ PR/DCO 6.4 7.9 2.0 5.9 1.0

PGPB/SP- Índice de paros no programados, (%)4/ 5/ PGPB/DCO 0.6 1.5 1.0 0.5 1.0

PPQ/SO- Índice de paros no programados, (%)4/ 5/ PPQ/DCO 2.1 1.4 1.2 0.2 1.0

1/ Ajuste en metas presentado al Consejo de Administración en diciembre de 2011.

2/ Estándar internacional de Oil and Gas Producer.

3/ IPNP por pérdida función instalaciones críticas considera 42 instalaciones: SPRMNE (23), SPRMSO (6), SDC (10), SPRS (2), SPRN (1). (Compresión alta, booster, turbogeneradores y turbo bombas).

4/ Incluye IPNP por causas internas (propias): fallas de equipo y retrasos en reparaciones (incluye fallas de servicios principales en los centros que son autosuficientes).

5/ Tendencia histórica 2010-2012.





-3% > X 3% < X (inv)

-1% > X > = -3% 3% > =X>1% (inv)

-1%<=X 1%>=X (inv)




47


Objetivo 10 Mejorar el desempeño ambiental, la sustentabilidad del negocio y la relación con comunidades.


2012 Variación

(%) Referencia

Real Meta

Avance en la implantación del Subsistema de Administración Ambiental – SAA, nivel

OS/DCO 91%

Nivel 2 100%

Nivel 1 1/ Nivel 2 2/ - N.A.

Reducción de emisiones de CO2 vs año base 2008, MMt

OS/DCO 13.4 15.15 13.7 3/ 10.6 N.A.

Evaluación Sustainable Asset Management-SAM, puntaje OS/DCO 52 59 55 7.3 514/ 865/

Avance en la implantación de una Política de Desarrollo Social y Comunitaria de Petróleos Mexicanos, (%) OS/DCA N.D. 43 43 0 N.A.

1/ El decremento obedece a que los procesos de autoevaluación se han realizado en forma más estricta y con la participación de todas las partes involucradas como lo indica la estrategia de implantación del sistema PEMEX SSPA.2/ Ajuste en metas presentado al Consejo de Administración en diciembre de 2011.3/ La meta que se estableció en el Programa Especial de Cambio Climático 2009 – 2012 fue de 9.94 MMt.4/ Evaluación 2011 del promedio del sector. 5/ Evaluación 2011 del líder del sector. N.D. = No disponible N.A. = No aplica

Objetivo 11 Desarrollar y proveer recursos humanos especializados y mejorar la productividad laboral.


2012 Variación

(%) Referencia

Real Meta

Costo de mano de obra de los procesos de soporte, (%)

OS/DCA 21 16.2 1/ 16.5 -0.3 N.A.

Porcentaje de personal con nivel de desempeño mayor al promedio, (%)

OS/DCA 42.4 51.6 2/ 40 11.6 N.A.

1/ Monto de la Mano de Obra 2012. N.A. = No aplica

2/ Evaluación del Desempeño 2012, cifras al 31 de diciembre de 2012.





-3% > X 3% < X (inv)

-1% > X > = -3% 3% > =X>1% (inv)

-1%<=X 1%>=X (inv)




48


Objetivo 12 Incrementar la generación de valor y la eficiencia del proceso de suministros y fortalecer la proveeduría nacional.


2012 Variación

(%) Referencia

Real Meta

Avance en la implantación del modelo de negocio único e integral de suministros, (%)

OS/DCO 9 35 40 -5 N.A.

Contenido nacional, (%) OS/DCO 40.5 1/ N.D. 2/ 37.1 N.A. N.A.

1/ Calculado de manera trianual, el valor reportado 2011 corresponde al periodo 2009-2011. N.D. = No disponible N.A. = No aplica

2/ El valor para 2012 se tendrá a finales de marzo de 2013.

Objetivo 13 Apoyar el crecimiento y mejora del negocio mediante el desarrollo tecnológico.


2012 Variación

(%) Referencia

Estimado de cierre Meta

Atención a las necesidades tecnológicas prioritarias, (%) 1/

OS/DCO N.D. 40.5 10 30.5 N.A.

1/ Dato preliminar. N.A. = No aplica





-3% > X 3% < X (inv)

-1% > X > = -3% 3% > =X>1% (inv)

-1%<=X 1%>=X (inv)




49


Objetivo 14 Fortalecer la gestión por procesos y la ejecución de proyectos.


2012 Variación

(%) Referencia

Real Meta

Porcentaje de proyectos cubiertos por el SIDP, (%) 1/

OS/DCO N.D. 26.8 41 14.2 N.A.

Avance en la implementación de las iniciativas del SGP, (%)1/

OS/DCTIPN N.D. 28.9 82.0 -53.1 N.A.

1/ Indicador definido a partir de 2012. N.D. = No disponible N.A. = No aplica





-3% > X 3% < X (inv)

-1% > X > = -3% 3% > =X>1% (inv)

-1%<=X 1%>=X (inv)




50

2.3 Servicios de salud

Prevención médica

Se mantuvo el objetivo de fortalecer la prevención médica en la atención integral a los trabajadores y derechohabientes, a través de los programas y proyectos de prevención médica que impactan positivamente la salud de la población derechohabiente, entre lo que destaca la esperanza de vida, la cual es 4.7 años mayor al de la población mexicana, la aplicación de un esquema ampliado de vacunación que ha permitido evitar enfermedades prevenibles por vacunación en menores de un año de edad, así como de manera predictiva, con el tamiz neonatal metabólico ampliado a 76 enfermedades y con el tamiz neonatal auditivo, se logró el oportuno tratamiento, control y seguimiento de la totalidad de los casos positivos por enfermedades congénitas metabólicas, así como por problemas de hipoacusia y sordera congénita en los recién nacidos evitando así la discapacidad permanente.

En este sentido, se presentan a continuación los resultados de estas acciones preventivas al cuarto trimestre de 2012 comparadas con el mismo periodo del año previo.

Resultados de las acciones preventivas, Trimestre IV

(inicia)

Concepto

Trimestre IV Comentarios

2011 2012 Esperanza de vida 80.1 años 80.1 años Representa cuatro años mayor a la esperanza de vida de la población en general en México. Tasa de mortalidad infantil 13.7 9.9 La tasa de mortalidad infantil disminuyó en el cuarto trimestre, en tanto que en el tercer trimestre

había sido más alta que en el mismo periodo del año anterior, con defunciones principalmente en productos menores de 15 días de nacidos, prematuros o con malformaciones congénitas y no mayores a un mes, todo lo cual es más representativo que la calidad de la atención médica.

Tasa de mortalidad materna por 1,000 nacimientos

0 0 Al cierre del cuarto trimestre de 2012, no se presentó ninguna muerte materna directa.

Dosis de vacuna aplicadas 169,775 229,990 La variación que se observa con respecto al mismo trimestre del 2011 se debe a la implantación de una campaña en la población adulta contra el Neumococo productor de neumonías.

Fuente: Dirección Corporativa de Administración.



51

Resultados de las acciones preventivas

(concluye)

Concepto

Trimestre IV Comentarios

2011 2012 Detección de enfermedades transmisibles sujetas a vigilancia epidemiológica (dengue, VIH/SIDA, tuberculosis, entre otras)

47,736 46,689 Disminución de 2%, respecto al mismo periodo del año anterior ya que algunas de las enfermedades infectocontagiosas tuvieron un comportamiento estacional menor.

Tamizajes de enfermedades crónico degenerativas (cáncer de mama, cáncer cérvico-uterino, cáncer de próstata, diabetes e hipertensión arterial)

153,009 247,647 Incremento del 60% en la detección de enfermedades crónico degenerativas con respecto al mismo periodo del año anterior, debido al fortalecimiento de acciones de prevención y campañas de detección oportuna.

Tamiz neonatal metabólico 1,393 1,410 En el cuarto trimestre de 2012 se consiguió el diagnóstico y tratamiento oportuno de 11 casos, 3 más que en el mismo periodo del año anterior.

Tamiz neonatal auditivo 1,283 1,283 En el cuarto trimestre de 2012 se hizo el diagnóstico y tratamiento oportuno de cuatro casos, uno menos que en el mismo periodo del año anterior.


En el cuarto trimestre del 2012, la Unidad de Promoción de la Salud continuó las actividades relacionadas con el Programa Atención Integral al Paciente con Sobrepeso y Obesidad. Con el fin de disminuir los factores de riesgo por estilo de vida, se impartieron 12,568 pláticas, se distribuyeron 156,376 mensajes a través de medios impresos y se capacitaron 25,318 derechohabientes con respecto a la diabetes mellitus y enfermedades cardiovasculares. El programa tiene como registro base el expediente electrónico de la Subdirección de Servicios de Salud.

Otras actividades de promoción de la salud consistieron en la publicación de 46 mensajes, que se difundieron por medios electrónicos a través del sistema Pemex-Informa de la Gerencia de Comunicación Social, con una cobertura de 70 mil lectores potenciales, en las páginas de Intranet de la Dirección Corporativa de Administración y del sitio de la Subdirección de Servicios de Salud, el cual puede ser consultado por todos los derechohabientes.

En el marco de la estrategia de Salud Integral en los Trabajadores en el trimestre de octubre a diciembre se alcanzaron a evaluar 9,914 trabajadores, con actividades como la promoción de estilos de vida saludable, para reducir la problemática del sobrepeso y padecimientos concomitantes como diabetes mellitus, hipertensión arterial, enfermedad cardiovascular y otros daños al organismo.



52

Posterior al reconocimiento a las 45 unidades médicas de Petróleos Mexicanos como “Edificios libres de humo”, continúa la vigilancia y supervisión de las acciones del programa.

Con base en la información de las unidades médicas del programa de control de fauna nociva y transmisora, se fumigaron 190,179 locales con la finalidad de eliminar los insectos transmisores de algunas enfermedades. También se desinsectaron 101,722 locales, se desinfectaron 29,570 y se realizaron otras 58,887 actividades de control y eliminación de plagas.

Se realizaron cuatro campañas de salud: Tercera Semana Nacional de Salud (octubre), Segunda Semana Nacional de Salud Bucal, Semana Nacional de lucha contra la Diabetes y Semana Nacional del Adulto Mayor (las tres en noviembre). Las actividades consistieron en información a través de pláticas y asesorías personalizadas, conferencias, talleres con diferentes temas de interés y con enfoque preventivo. Se instalaron módulos de información, se realizaron estudios de detección temprana de cáncer cérvico-uterino, mamario, próstata y cáncer dental, tomas de presión arterial, glucosa, colesterol, triglicéridos y hemoglobina glucosilada. En la Semana Nacional de Salud y del Adulto mayor además de las acciones ya mencionadas, se aplicaron vacunas, en la primera se aplicaron a la población infantil predominantemente menor de cinco años y en la segunda a la población adulta mayor (influenza, anti-tetánica, anti-neumocóccica y otras).

Se capacitó a 646 trabajadores de diferentes centros de trabajo, respecto de estilos de vida saludable en materia de orientación nutricional, de activación física y de salud mental como parte del curso de “Desarrollo de Habilidades Personales y Liderazgo”. Del total, 283 trabajadores fueron sindicalizados y 363 de confianza. La capacitación se dio a través de personal de la Unidad de Promoción de la Salud.

Se organizaron cuatro cursos a nivel nacional dirigidos a personal médico, de nutrición y de activación física, con respecto a estilos de vida saludable teniendo como base el procedimiento del laboratorio de salud, en los cuales se capacitaron 102 profesionistas.

Con tres cursos de capacitación en los hospitales Regional de Poza Rica, Regional de Minatitlán y Central Norte de la ciudad de México se capacitó al personal operario sindicalizado de las cuadrillas de control de fauna nociva así como al personal médico de las unidades involucradas, con lo que se capacitó a 97 trabajadores.

Servicios médicos asistenciales

Algunos rubros representativos de la productividad asistencial se muestran en el cuadro comparativo siguiente:



53

Servicios médicos otorgados, Trimestre IV

Servicios

Trimestre IV

2011 2012

Consultas 1,078,107 1,179,002 Intervenciones quirúrgicas 8,493 8,194 Egresos hospitalarios 19,428 18,984 Estudios de anatomía patológica 14,012 14,176 Estudios de laboratorio 1,032,493 1,016,051 Estudios de imagenología 129,238 105,460 Partos 310 334 Cesáreas 812 763 Fuente: SIAH. Dirección Corporativa de Administración.

Asimismo, el resultado de los indicadores relacionados con la calidad y oportunidad de la atención médica, se encuentran durante este cuarto trimestre, ligeramente por arriba del estándar establecido, derivado entre otros factores, de las mejoras a los procesos de atención:

Indicador Trimestre IV, 2012

Tiempo de espera en consulta externa primer nivel 12 minutos% Surtimiento de medicamentos 99%% Satisfacción de los usuarios 92%Fuente: Dirección Corporativa de Administración.

Administración y finanzas

En la sexta adecuación al presupuesto en flujo de efectivo la anualidad sumó 12,315 millones de pesos, de los cuales fueron autorizados 3,511 millones de pesos para el cuarto trimestre de 2012, esto es 28.5% del total anual.

Con base en el techo presupuestal asignado se instrumentaron mecanismos al interior de la Subdirección de Servicios de Salud para atender los requerimientos de bienes y servicios y estar en posibilidad de proporcionar atención médica integral (servicios preventivos, asistenciales y de salud en el trabajo) a los derechohabientes.



54

Presupuesto de servicios de salud

(millones de pesos)

Concepto Anual

2012 Trim IV

2012

% del

anual

Materiales y suministros 3,202 886 27.7Servicios generales 1,710 607 35.5

Materiales + servicios 4,912 1,493 30.4Servicios personales 6,819 1,701 24.9

Operación 11,731 3,194 27.2Inversión 584 317 54.3

Operación + Inversión 12,315 3,511 28.5La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. Cifras en flujo de efectivo. Fuente: Dirección Corporativa de Administración.

El gasto en operación e inversión del cuarto trimestre de 2012 ascendió a 3,638 millones de pesos, monto del que se registraron: 1,974 millones de pesos en servicios personales; 657 millones de pesos en materiales y suministros; 688 millones de pesos en servicios generales y 319 millones de pesos en inversión. Algunos conceptos representativos del gasto se muestran a continuación:

Gasto en servicios de salud

(millones de pesos)

Concepto

Trimestre IV

Variación

2011 2012

Materiales y suministros 1,334 657 -677

Medicamentos 856 198 -658Medicina subrogada 218 208 -10Otros insumos 260 251 -9

Servicios generales 631 688 57

Gastos médicos subrogados 399 440 41Otros 232 248 16

Servicios personales 1,883 1,974 91

Operación 3,848 3,319 -529

Inversión 353 319 -34

Operación + inversión 4,201 3,638 -563

La suma de los parciales puede no coincidir debido al redondeo de cifras.Cifras en flujo de efectivo. Fuente: Dirección Corporativa de Administración.



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El presupuesto ejercido en el cuarto trimestre de 2012, fue 563 millones de pesos inferior, comparado con el mismo periodo de 2011, resultado de la astringencia presupuestal que imperó en 2012, lo que motivó la recalendarización de pagos y lo que traerá como consecuencia, un impacto presupuestal importante para 2013 respecto al registro de Adeudos de Ejercicios Fiscales Anteriores.

En materia de costos, la cuota plana autorizada para 2012 ascendió a 65,385 pesos anuales, 5,449 pesos mensuales, que representa el costo de operación estimado de los servicios médicos por cada familia de trabajador activo, jubilado y beneficiario post-mortem.

En el cuarto trimestre de 2012, la facturación de servicios médicos aumentó 8.8% respecto al mismo periodo de 2011, debido a los siguientes incrementos: 5.4% en la cuota plana para la facturación mensual, de 5,171 a 5,449 pesos, y 3.3% en el promedio de trabajadores.

Facturación de servicios médicos

Concepto

Trimestre IV Variación

2011 2012 Absoluta Porcentual

Ingresos de la Subdirección de Servicios de Salud (millones de pesos)

4,278 4,657 379 8.8%

Promedio de trabajadores – mensual (activos, jubilados y post-mortem)

275,786 284,859 9,073 3.3%

Cuota plana anual autorizada (pesos) 62,049 65,385 3,336 5.4% Cuota plana autorizada para facturación mensual (pesos) 5,171 5,449 278 5.4%

Fuente: Dirección Corporativa de Administración. Información de ingresos, Sistema SAP R/3 Módulo Controlling (CO) datos antes de cierre contable anual; información promedio de trabajadores: Subdirección de Recursos Humanos y Relaciones Laborales; cuota plana autorizada: Grupo de Trabajo de Precios de Servicios Corporativos.



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2.4 Cumplimiento de programas gubernamentales

Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental (LFTAIPG)

Atención de solicitudes de información

Durante el cuarto trimestre de 2012 Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios recibieron 822 solicitudes de acceso a la información formuladas al amparo de la LFTAIPG; 2.9% mayor a las 799 solicitudes recibidas en igual periodo del año previo. En estos tres meses se respondieron 868 solicitudes que incluyen las respuestas a solicitudes que ingresaron en el tercer trimestre de 2012 y que se encontraban en proceso al inicio de este trimestre.

Solicitudes de información recibidas al amparo de la LFTAIPG, 2012 Solicitudes de información atendidas, 2012

Entidad Octubre Noviembre Diciembre Trimestre IV Entidad Trimestre IV1/

TOTAL 455 244 123 822 TOTAL 868 Petróleos Mexicanos (Corporativo) 197 108 49 354 Petróleos Mexicanos (Corporativo) 353 Pemex-Exploración y Producción 116 57 36 209 Pemex-Exploración y Producción 262 Pemex-Refinación 59 44 23 126 Pemex-Refinación 105 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 40 18 10 68 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 73 Pemex-Petroquímica 43 17 5 65 Pemex-Petroquímica 75

Fuente: Dirección Corporativa de Administración. 1 / El número de solicitudes atendidas puede incluir la atención de solicitudes recibidas en el trimestre anterior por lo que puedan ser mayores que las recibidas.

Portal de Obligaciones de Transparencia

El Corporativo de Petróleos Mexicanos y los organismos subsidiarios actualizaron la información contenida en las 17 fracciones registradas en el Portal de Obligaciones de Transparencia, según lo indica el Artículo 7 de la LFTAIPG. En el cuarto trimestre de 2012 se realizaron 242,565 consultas, formuladas por la sociedad al Portal de Obligaciones de Transparencia de Petróleos Mexicanos y de cada uno de los organismos subsidiarios en su conjunto. Respecto a las 156,761 consultas realizadas en igual periodo de 2011, se observó un aumentó de 54.7%.



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799

281215 238

39 26

822

354

209126

68 65

Total Pemex PEP PR PGPB PPQ

Solicitudes de información formuladas al amparo

de la LFTAIPG, trimestre IV

2011 2012


156.8

79.8

26.3 26.4 13.5 10.8

242.6

100.6

49.5 52.9

21.6 17.9

Total Pemex PEP PR PGPB PPQ

Consultas al Portal de Obligaciones de

Transparencia, trimestre IV

(miles)

2011 2012

Consultas al Portal de Obligaciones de Transparencia, 2012

Entidad Octubre Noviembre Diciembre Trimestre IV

Total 81,907 84,238 76,420 242,565

Petróleos Mexicanos (Corporativo) 32,603 31,131 36,912 100,646Pemex-Exploración y Producción 17,226 18,150 14,158 49,534Pemex-Refinación 18,468 20,050 14,385 52,903Pemex-Gas y Petroquímica Básica 7,573 7,582 6,438 21,593Pemex-Petroquímica 6,037 7,325 4,527 17,889Fuente: Instituto Federal de Acceso a la Información Pública y Protección de Datos (IFAI), Dirección Corporativa de Administración.

Comité de Información

Como establecen los artículos 30 de la LFTAIPG y 57 de su Reglamento, los comités de información están integrados por un servidor público designado por el titular de cada entidad, por el titular de la unidad de enlace, por el titular del Órgano Interno de Control de cada entidad y por el secretario; así como por otros servidores públicos necesarios para el apoyo al desarrollo de las funciones del comité, con voz pero sin voto.

El artículo 29 de la LFTAIPG establece que el objetivo de los comités de información es coordinar y supervisar acciones tendientes a



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proporcionar información solicitada al amparo de la LFTAIPG; confirmar, modificar o revocar la clasificación de la información formulada por las unidades administrativas; establecer criterios específicos de clasificación y de organización de archivos en la entidad, conforme lineamientos emitidos por el Instituto Federal de Acceso a la Información y Protección de Datos (IFAI) y el Archivo General de la Nación; así como promover una mayor eficiencia en la gestión de solicitudes.

Conforme establece la LFTAIPG, las actividades de los comités de información del 1 de octubre al 31 de diciembre de 2012 fueron:

Actividades de los Comités de Información, trimestre IV, 2012

Entidad

Sesiones

ordinarias

Sesiones

extraordinarias

Asuntos

atendidos

Resoluciones

emitidas1/

Recursos de revisión

atendidos

Total 21 5 227 86 33Petróleos Mexicanos (Corporativo) 10 - 123 17 15Pemex-Exploración y Producción 2/ - 22 18 4Pemex-Refinación 3/ 2 - 34 26 6Pemex-Gas y Petroquímica Básica 5 4 23 23 6Pemex-Petroquímica 4 1 25 2 2

1/ Resoluciones sobre inexistencias, reserva y confidencialidad.2/ El Comité de Información de Pemex-Exploración y Producción sesiona de manera permanente. 3/ El Comité de Información de Pemex-Refinación sesiona de manera permanente y realiza una reunión mensual de seguimiento. Fuente: Dirección Corporativa de Administración.

Archivística y Digitalización

En el portal institucional de Petróleos Mexicanos se actualizó y publicó la Guía Simple de Archivos, con información por direcciones corporativas y de la Dirección General. La guía incluye la descripción básica de las series documentales y sus características fundamentales, así como los datos generales de los responsables, las clasificaciones archivísticas y destino final de 30,472 nuevos expedientes en archivo de trámite. Al cierre del cuarto trimestre se registraron un total de 1,283,785 expedientes; mientras que en el cuarto trimestre de 2011 se tenía un total de 1,153,531 expedientes.

Se actualizó la Red de Enlaces y Responsables de Archivo. La capacitación durante el cuarto trimestre de 2012 correspondió a conceptos normativos, el uso y manejo del Módulo de Archivo de la Solución Tecnológica Documental y en la Herramienta de Consulta Archivística, con un total de 16 participantes. Concluyó el cotejo físico y electrónico relativo a 11 procedimientos de transferencias primarias hacia el Archivo de Concentración de Petróleos Mexicanos, que integra 2,488 expedientes con vigencia operativa concluida en el archivo de trámite y que fueron



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cerrados documentalmente (ordenados, expurgados, foliados, digitalizados e indexados hacia el Módulo de Archivo de la Solución Tecnológica Documental). En el cuarto trimestre de 2012 se concluyó un procedimiento adicional, incrementándose 55% en el número de expedientes cerrados y transferidos.

Donativos y donaciones

Solicitudes recibidas y aprobadas

Durante el cuarto trimestre de 2012 se recibieron 214 solicitudes de donativos y donaciones promovidas por los gobiernos estatales y municipales, así como de organizaciones de la sociedad civil, que comparadas con las 201 solicitudes registradas en el mismo periodo de 2011, presentan un incremento del 6%. La suma de solicitudes recibidas y reportadas al cierre del cuarto trimestre del año es de 1,026.

Las solicitudes recibidas son analizadas en cuanto a su procedencia y viabilidad para ser sujetas de autorización en los términos de la normatividad vigente, las disposiciones legales y administrativas aplicables, y en especial de los “Criterios y Lineamientos en Materia de Donativos y Donaciones de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios”.

Montos autorizados por entidad federativa

En el cuarto trimestre de 2012 el Grupo de Trabajo Interorganismos de Desarrollo Comunitario y Protección Ambiental opinó sobre 169 propuestas de donativos y donaciones, mismas que fueron autorizadas, 29 de donativos en dinero por 396.6 millones de pesos y 140 donaciones en especie, equivalentes a 1,090.8 millones de pesos, lo que da por resultado un monto total de 1,487.4 millones de pesos.

Obras o programas destacados

En el cuarto trimestre de 2012 algunos de los proyectos que llevan a cabo los gobiernos de los estados con los recursos autorizados son:

- Gobierno del Estado de Campeche. Autorización de 76 millones de pesos, para apoyar obras de infraestructura hidráulica, vial y proyectos productivos en el municipio de Carmen, Campeche, conforme a la siguiente distribución: trabajos de construcción del acueducto paralelo “Chicbul – Carmen” segunda etapa 62 millones de pesos; proyectos productivos en la Península de Atasta, municipio de Carmen 4 millones de pesos y para la pavimentación con concreto hidráulico de diversas calles de Ciudad del Carmen 10 millones de pesos.



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- Gobierno del Estado de Tabasco. Autorización de 106 millones de pesos para la realización de proyectos de desarrollo social sustentable, de desarrollo e infraestructura social, protección ambiental y proyectos productivos, para elevar la calidad de vida de la población asentada en los municipios con actividad petrolera en la entidad.

- Gobierno del Estado de Tamaulipas. Autorización de 30 millones de pesos, para la construcción del paso superior vehicular en la avenida Tamaulipas, en su cruce con el callejón de Barriles en Ciudad Madero, Tamaulipas.

- Gobierno del Estado de Veracruz. Autorización de 70 millones de pesos, para la realización de proyectos productivos, construcción, mantenimiento, ampliación, protección ambiental, rehabilitación de obras de infraestructura urbana, hidráulica, sanitaria, equipamiento urbano, protección civil y de desarrollo social, conforme a la siguiente distribución: desarrollo integral de la familia e infraestructura social (53 millones de pesos); protección civil (7 millones de pesos); cuidado y restauración del medio ambiente (4 millones de pesos) y desarrollo social (6 millones de pesos).

Mecanismos de control y transparencia en la aplicación de los apoyos sociales

La Gerencia de Desarrollo Social continúa el seguimiento a las obligaciones contraídas por los donatarios, por la aplicación de los recursos para los destinos autorizados, la remisión de informes trimestrales al respecto, así como que se otorguen las facilidades para realizar visitas de verificación a las instancias correspondientes y de la gerencia.

Programa Nacional de Rendición de Cuentas, Transparencia y Combate a la Corrupción (PNRCTCC)

Durante el cuarto trimestre de 2012, Petróleos Mexicanos, sus organismos subsidiarios, sus empresas filiales (PMI Comercio Internacional; III Servicios y Compañía Mexicana de Exploraciones) y el Instituto Mexicano del Petróleo, realizaron acciones coordinadas para atender los temas siguientes: blindaje electoral, transparencia focalizada, participación ciudadana, y lineamientos de integridad y ética.

Transparencia focalizada

- Homologación de la sección transparencia en los portales institucionales de la industria petrolera.

- Se actualizaron, enriquecieron y mejoraron los contenidos y presentación de los siguientes temas focalizados: donativos y donaciones; Franquicia–Pemex; productos petroquímicos, e investigación y posgrado en el IMP, que se publican en los portales institucionales de la industria petrolera.



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- Para apoyar la difusión de la información socialmente útil o focalizada identificada por la institución, destacan la colocación en los portales institucionales de Internet de Petróleos Mexicanos, organismos subsidiarios y filiales de banners y anuncios que invitan a visitar el sitio de transparencia focalizada; invitación publicada también en la Gaceta del Instituto Mexicano del Petróleo, en la Revista Octanaje de Pemex-Refinación y a través de correos electrónicos y de las redes sociales Twitter y Facebook de Petróleos Mexicanos.

- Petróleos Mexicanos, los organismos subsidiarios, el Instituto Mexicano del Petróleo y las empresas filiales (PMI, Comercio Internacional; III Servicios y Compañía Mexicana de Exploraciones), publicaron en el apartado “Rendición de Cuentas” de sus respectivos sitios web institucionales su Informe de Rendición de Cuentas 2006-2012.

Lineamientos de integridad y ética. Los comités de ética de Petróleos Mexicanos, organismos subsidiarios, Instituto Mexicano del Petróleo, PMI Comercio Internacional, III Servicios y Compañía Mexicana de Exploraciones atendieron lo referente a la difusión de los respectivos códigos de conducta, cumpliendo así con las acciones establecidas.

Programa Nacional de Reducción del Gasto Público y de Racionalidad, Austeridad y Disciplina Presupuestal

Acciones cuantitativas

Servicios personales. El monto de ahorro en el rubro de servicios personales para el año 2012, aplicando la reducción del 1.5% en plazas de mandos superiores y el 2.5% en plazas de oficialía mayor o equivalentes, y considerando la actualización de la meta programada (148.6 millones de pesos), fue alcanzado en el último trimestre del ejercicio fiscal. Por otra parte, se informa que al cierre del mes de diciembre, no se superó el presupuesto asignado para este rubro. Avance 100 %.

Gasto administrativo y de apoyo. El Convenio de Desempeño para 2012 contempla un compromiso de ahorro para el ejercicio fiscal 2012 de 934.7 millones de pesos, el cual fue alcanzado en el último trimestre mediante la aplicación de la adecuación presupuestal 4A. Avance 100%.

Acciones cualitativas8/

Servicios Financieros

- En espera de la resolución por parte de la SHCP a los cuestionamientos realizados por Petróleos Mexicanos, relativo al registro de contratos en el Módulo de Presupuesto Comprometido. Avance 100%.

8/ Los porcentajes hacen referencia al avance al trimestre reportado, respecto de la meta anual establecida.



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- En espera de la resolución por parte de la SHCP a los cuestionamientos realizados por Petróleos Mexicanos relativo a la incorporación de su personal a las pólizas institucionales coordinadas por la SHCP. Avance 100%.

- En espera de la respuesta por parte de la SHCP para liberar a Petróleos Mexicanos de unirse a los esquemas consolidados de aseguramiento de la infraestructura federal, debido a que la empresa ya lo hace de manera consolidada. Avance 100%.

- El impacto del incremento salarial fue calculado en 550.1 millones de pesos. Por otra parte, se determinó el déficit actuarial total al 31 de diciembre de 2012 (Obligación por Beneficios Definidos), que ascendió a 1,018.4 miles de millones de pesos. Avance 100%.

- Se envió a la SHCP el informe del Convenio de Desempeño 2012 con el avance al cuarto trimestre. Avance 100%.

Agregación de demanda de almacenes y bienes útiles

- Considerando las iniciativas de agregación de demanda multi-organismos, se consolidaron los contratos para el servicio integral de transporte vehicular, de equipo de cómputo y video-proyección. Avance 100%.

- Se recibió el programa de agregación de demanda al interior de las diferentes áreas contratantes por parte de Petróleos Mexicanos; de igual manera, se recibieron los avances correspondientes al cuarto trimestre de 2012 de las acciones implementadas en sus respectivas áreas. Avance 100%.

- Con base en las iniciativas de los organismos subsidiarios, se coordinó con la Subdirección de Servicios Corporativos la contratación de servicios integrales con aplicación en 2012. Asimismo, se recibieron los avances correspondientes al cuarto trimestre de 2012 de las acciones implementadas en sus respectivas áreas. Avance 100%.

- Se recibió de parte de Petróleos Mexicanos, organismos subsidiarios y la Subdirección de Servicios de Salud, la identificación de iniciativas que se planea contratar mediante la adopción de contratos marco, así como la utilización de esquemas de ofertas subsecuentes de descuento. Avance 100%.

- Se coordinaron acciones del corporativo y organismos subsidiarios, para analizar sus inventarios y mejorar las políticas de mínimos y máximos. Avance 100%.



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Servicios generales

- Energía eléctrica. Para el cuarto trimestre no se reportaron ahorros en kWh; sin embargo, se trabajó en la implementación de las acciones programadas que podrán incidir en la reducción de los consumos. Avance 100%.

- Agua. Para el cuarto trimestre no se reportaron ahorros en metros cúbicos; sin embargo, se trabajó en la implementación de las acciones programadas. Avance 100%.

- Boletos de avión para vuelos nacionales. Se exhortó por escrito a las áreas de Petróleos Mexicanos, la intención de reducir en 1% la facturación respecto a 2011. Avance 100%. Se comunicó a las áreas la facturación en este concepto a octubre comparándola al mismo periodo del 2011. Avance 100%.

- Combustible. Se exhortó por escrito a las áreas de Petróleos Mexicanos, el propósito de reducir en 1% la facturación contra la de 2011. Avance 100%. Se comunicó a las áreas la facturación en este concepto a octubre comparándola al mismo periodo del 2011. Avance 100%.

- Papel. Se exhortó por escrito a las áreas de Petróleos Mexicanos, el objetivo de implementar acciones para incrementar la cultura entre los trabajadores respecto a la reutilización de papel y su separación para reciclado. Avance 100%. Se comunicó a las áreas la facturación en este concepto a octubre comparándola al mismo periodo del 2011. Avance 100%.

Tecnología de información

- Concluyeron los procedimientos de contratación de los servicios de telefonía local y larga distancia a fin de conservar en el 2012 los niveles de ahorro con base en los techos presupuestales autorizados en este concepto. Avance 100%.

- En la página web de la Gerencia de Ingeniería de Telecomunicaciones se publicaron las gráficas de consumo de los servicios de telefonía local y de larga distancia del tercer trimestre. Avance 100%.

- Determinación del número de eventos y asistentes a las salas de videoconferencia a fin de calcular el ahorro en el gasto en viáticos y gastos de traslado. Avance 100%.

- Se formalizaron 16 enlaces de conducción de señales con la CFE y se encuentran en proceso de instalación. Se reprogramó para 2013 la instalación de cuatro enlaces más. Adicionalmente, se solicitó a la CFE la cotización actualizada de la modificación del plazo de los enlaces



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en operación de Pemex-Gas y Petroquímica Básica, Pemex-Refinación, la Subdirección de Servicios de Salud y la Gerencia de Ingeniería de Telecomunicaciones para iniciar los trámites de contratación plurianual 2012 – 2016. Avance 100%.

Bienes muebles e inmuebles

- Continúa la revisión y actualización del Programa 2012 de inventario de bienes muebles de la industria. Avance: corporativo 100%, Pemex-Exploración y Producción 96%, Pemex-Refinación 95%, Pemex-Gas y Petroquímica Básica 62%, Pemex-Petroquímica 73%.

- Continúa la revisión y actualización del Programa 2012 de inventario de bienes inmuebles de la Industria; avance: Petróleos Mexicanos, 100%, Pemex-Exploración y Producción 83%, Pemex-Refinación 100%, Pemex-Gas y Petroquímica Básica 26%, Pemex-Petroquímica 100%.

- Diseño y ejecución del programa de actualización del inventario y regularización de bienes inmuebles federales en uso por Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios para 2012. Avance 100%.

- Rediseño y optimización del subproceso de enajenación de activo fijo no útil de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Avance 100%.

- Diseño y ejecución del programa 2012 de identificación, regularización y registro de los arrendamientos de inmuebles de Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios. Avance: corporativo 100%, Pemex-Exploración y Producción 85%, Pemex-Refinación 100%, Pemex-Gas y Petroquímica Básica 100%, Pemex-Petroquímica no aplica.

- Elaboración del calendario de ejecución del programa anual de enajenación 2012 de bienes muebles improductivos, obsoletos, ociosos o innecesarios de Petróleos Mexicanos y organismos Subsidiarios. Avance 63%.

- Enajenación a título oneroso de bienes muebles e inmuebles no útiles, buscando obtener las mejores condiciones económicas para Petróleos Mexicanos y por cuenta y orden para los Organismos Subsidiarios, de acuerdo a la normatividad aplicable. Avance 100%.



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Programa de Mejora de la Gestión (PMG)

Al cierre del cuarto trimestre de 2012, se tienen en ejecución los proyectos siguientes:

Nombre del Proyecto Avance Área responsable

Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos - Fase II Fase 3 de 4 Dirección Corporativa de Operaciones

Un solo SCADA Fase 3 de 4 Dirección Corporativa de Operaciones

Iniciativas del Sistema de Gestión por Procesos (Finanzas) Fase 3 de 4 Dirección Corporativa de Finanzas Dirección Corporativa de Tecnología de Información y Procesos de Negocio

Pemex Confiabilidad Fase 3 de 4 Dirección Corporativa de Operaciones

Sistema Institucional de Administración Patrimonial SIAP Fase 3 de 4 Dirección Corporativa de Administración


Al cierre del cuarto trimestre de 2012, se tiene la siguiente iniciativa:

In ic iat iva Avance Área responsable

a. Mejora del Desempeño Operativo (MDO) Planeación Pemex-Refinación




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2.5 Plan Estratégico de Tecnología de Información

La Dirección Corporativa de Tecnología de Información y Procesos de Negocio (DCTIPN), continúa en el avance de diferentes proyectos enfocados a satisfacer los requerimientos de negocio de la cadena de valor de la empresa, así como fortalecer y estandarizar los procesos y servicios de Tecnología de Información (TI) conforme a la mejores prácticas internacionales.

Como parte de sus facultades, la DCTIPN, en función del Plan Estratégico, sigue haciendo esfuerzos apoyando a la automatización industrial y trabajando para implementar una arquitectura integrada para todos los procesos industriales en los diferentes organismos subsidiarios de Petróleos Mexicanos.

Iniciativas del Sistema de Gestión por Procesos (finanzas)

Dentro del Sistema de Gestión por Procesos, surge la iniciativa de Finanzas, que busca homologar el proceso financiero en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, así como dar cumplimiento a las disposiciones gubernamentales, presupuestales y Normas Internacionales de Información Financiera (IFRS); los objetivos del Proyecto son:

− Homologar los procesos de Finanzas en Petróleos Mexicanos, organismos subsidiarios y compañías subsidiarias.

− Dar cumplimiento a las normas Internacionales de Información Financiera, gubernamentales, de la Comisión Reguladora de Energía; así como a la normatividad y controles internos correspondientes.

− Instalar los sistemas informáticos en una plataforma tecnológica única.

Principales logros al cuarto trimestre de 2012:

Solución Homologada

− Se llevó a cabo la configuración base solicitada por la Iniciativa de Suministros.

− Se llevó a cabo parte de la configuración base para la Iniciativa de MPP.

− Se tienen identificados y documentados los puntos de Integración con Suministros y MPP.

− Se inició el análisis conjunto de la estrategia de migración Suministros-Finanzas.



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Iniciativas del Sistema de Gestión por Procesos (suministros)

La iniciativa de Suministros se encuentra también dentro de la estrategia del Sistema de Gestión por Procesos, el alcance del proyecto consiste en la Implementación Integral del Subproceso de Suministros que incluye:

− El análisis de los requerimientos de negocio, diseño, construcción, puesta en productivo y soporte post-implementación de la solución, así como la gestión del cambio, y la transferencia del conocimiento de la solución.

− La incorporación de mejores prácticas para la conducción corporativa y coordinación que permitan lograr el correcto funcionamiento del Modelo de Negocio Único Institucional de Suministros.

El objetivo fundamental del proyecto consiste en:

− Implementar una solución de negocio para la homologación y estandarización del Subproceso de Suministros en Petróleos Mexicanos en una plataforma tecnológica integral única y en congruencia con la estrategia del Sistema de Gestión por Procesos (SGP).

Los principales logros al cuarto trimestre de 2012 son:

− Los 10 entregables programados, se recibieron en tiempo y forma.

− Se completaron los BBPs de acuerdo a lo planeado.

− La participación del personal por parte de Negocio y TI ha sido de tiempo completo.

Iniciativa de Implementación del ERP de TI

El Sistema de Planeación de los Recursos de la Empresa (ERP, por sus siglas en inglés) alinea los procesos de operación y administración de las áreas de tecnología con los del negocio, garantizando el cumplimiento de los niveles de servicio acordados para los procesos de negocio y servicio de Tecnología de Información y Comunicación (TIC) mediante el monitoreo de los elementos que los componen.

Integra las mesas de servicio de Petróleos Mexicanos para contar con una sola fuente de información y estandarizar un solo proceso de atención a clientes, se implementa la mesa de servicios TIC única para Petróleos Mexicanos, con la cual se eliminan las tareas repetitivas de la configuración de elementos TIC y minimiza el impacto por errores manuales, asegurando el cumplimiento de las políticas de configuraciones en la infraestructura.



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− El personal de la DCTIPN a través de la universidad virtual tomó el curso “Introducción al ERP de TI”.

− Se concluyó interfaz de proveedores en productivo de SAP para procesos de Proveedores y Finanzas.

− Se integró el grupo del GAC para el proceso de cambios.

− Se emitió el documento del Mapeo del Proceso de Portafolio y Diseño de Servicios con las herramientas del ERP de TI.

− La GSUF se implementó al 100% en la herramienta el proceso de Gestión del Conocimiento.

− En la Gerencia de Operaciones se implementó al 100% el proceso de problemas.

Iniciativa de Implementación del Plan Maestro de Automatización Industrial

Como parte de las funciones de la Dirección Corporativa de Tecnología de Información y Procesos de Negocio se incorpora la especialidad de Automatización Industrial, para lo cual se establecen los siguientes objetivos:

− Diagnóstico de la plataforma de automatización industrial existente en Petróleos Mexicanos.

− Diseñar la arquitectura integrada para todos los procesos industriales en los diferentes organismos subsidiarios de Petróleos Mexicanos.

− Alinear todos los proyectos e iniciativas de automatización industrial a la arquitectura diseñada.

− Establecer un catálogo base para selección de tecnología en materia de automatización industrial.

− Desarrollar soluciones de optimización para los procesos industriales.


− Personal comisionado en el Complejo Petroquímico Cosoleacaque para establecer acuerdos y requerimientos para la instalación de Computadores de Flujo en los Cuartos de Control I, II y Planta VI.

− Para el proyecto de 47 poliductos de Pemex-Refinación se integraron 16 sitios al sistema SCADA de Petróleos Mexicanos.

− Para el proyecto de 7 Sistemas de Medición y Control de Operaciones en Terminales de Pemex-Refinación se concluyó la instalación de los sistemas de control contraincendio (PLC´s, alarmas visuales, válvulas para inyección de mezcla de extinción, detectores de fuego) en



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las TAR´s involucradas en el proyecto; se difirió la integración a la plataforma OASYS, debido al retraso en la recepción de equipos y software del SICCI.

− Se inicia primer proyecto de seguridad integral con Pemex-Gas y Petroquímica Básica para cinco terminales de distribución de gas licuado (Tepeji, Chihuahua, Poza Rica, Tula y Puebla), alineado a las arquitecturas del CCTV y Seguridad.

Iniciativa de Integración de la Cadena de Valor de los procesos de Dirección del Negocio, Downstream,

Comercialización, Trading y Logística en Petróleos Mexicanos

El objetivo de esta iniciativa es mejorar la integración, calidad y oportunidad de la información de los procesos de Downstream, Logística, Transporte y Distribución, y Comercialización (Cadena de Valor) de manera que la planeación, programación, operación y evaluación de:

− Ofrecer a nuestros clientes soluciones logísticas integrales en la distribución y entrega de productos, satisfaciendo los requerimientos en términos de cantidad, calidad, oportunidad y seguridad.

− Promover una cultura de orientación al cliente para asegurar su satisfacción y preferencia genuina, garantizando un servicio con calidad.

− Identificar, difundir e implementar las mejores prácticas y estrategias que permitan establecer un proceso integral.

− Establecer lineamientos de control que permitan medir y evaluar el desempeño de la cadena de valor, mediante la identificación de los índices de desempeño operativos clave (KPI’s) que deben ser implantados y reducir al mínimo la captura manual de información.

− Impulsar y capturar mejores oportunidades de negocios en el mercado local y extranjero.

− Incorporar las mejores tecnologías disponibles, asegurando la eficiencia, competitividad, rentabilidad y seguridad de manera oportuna.

− Utilizar modelos rigurosos para el manejo de plantas, programación lineal y de negocio para la optimización del sistema.


Se revisaron los requerimientos de negocio por los Cuerpos de Gobierno de los Procesos de Downstream, Comercialización, Transporte y Dirección del Negocio, dicha revisión se terminó en noviembre. Adicionalmente el Director de la Iniciativa fue nombrado durante el último trimestre del año.

3. Programa de inversión


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Presupuesto de inversión aprobado 2012 (devengable)

La inversión anual aprobada en el Presupuesto de Egresos de la Federación de 2012 (PEF) para Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios ascendió a 328,636.2 millones de pesos, importe 7% mayor que el presupuesto 2011 y 22.8% superior al monto que se ejerció en ese año. La participación de los recursos autorizados por organismo subsidiario fue la siguiente: Pemex-Exploración y Producción, 84.7%; Pemex-Refinación, 12.4%; Pemex-Gas y Petroquímica Básica, 1.5%; Pemex-Petroquímica, 1.2% y el Corporativo de Petróleos Mexicanos, 0.2%.

- Para 2012, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público autorizó seis adecuaciones externas9/ al presupuesto de Petróleos Mexicanos, la cual incrementó 2.6% el techo anual de inversión en Flujo de Efectivo. Sin embargo, se estima que al cierre del año la inversión devengable disminuya 1.7%, por lo que en este apartado se presentan los principales movimientos.

Petróleos Mexicanos

Presupuesto de Inversión 2012

(millones de pesos)

Concepto PEF Adecuado

Adecuado/PEF

Variación %

Presupuestaria 328,636.2 323,089.1 -1.7

Pemex-Exploración y Producción 278,362.0 282,574.4 1.5 Pemex-Refinación 40,843.9 30,834.1 -24.5 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 4,855.0 5,498.4 13.3 Pemex-Petroquímica 3,875.3 3,221.7 -16.9 Corporativo 700.0 960.6 37.2

La suma de los parciales puede no coincidir debido al redondeo. Fuente: Base de Datos Institucional.

Para el cuarto trimestre de 2012, el presupuesto de inversión aprobado a Petróleos Mexicanos ascendió a 98,362.4 millones de pesos, 29.9% del total anual, distribuido de la siguiente forma: Pemex-Exploración y Producción, 88.3%; Pemex-Refinación, 9.9%; Pemex-Gas y

9/ A la fecha de cierre de este documento.



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Petroquímica Básica, 0.8%; Pemex-Petroquímica, 1%; y el Corporativo de Petróleos Mexicanos, menos de 0.1%. Considerando la modificación presupuestal, la inversión programada para el periodo octubre-diciembre de 2012 aumentó 32.7% y totalizó 130,571.3 millones de pesos, este comportamiento se presentó en todos los organismos subsidiarios.

Ejercicio del presupuesto de inversión, cuarto trimestre de 201210/

De octubre a diciembre de 2012, Petróleos Mexicanos devengó 121,792.1 millones de pesos, monto 0.1% menor al registrado en el mismo trimestre del año previo, en términos reales,11/ sin embargo si lo consideramos en términos corrientes, la inversión fue mayor, sobre todo por el incremento de las inversiones en la mayoría de los proyectos de Pemex-Exploración y Producción, básicamente en el Programa Estratégico de Gas y Ku-Maloob-Zaap; su cumplimiento fue 123.8% del presupuesto original y 93.3% del presupuesto adecuado. En su totalidad, la inversión fue presupuestaria (incluye recursos supervenientes12/ por 1,338.1 millones de pesos). No se ejercieron recursos de los fondos de inversión.

Petróleos Mexicanos1/

Inversión devengada, trimestre IV

(millones de pesos)

Concepto 2011

2012 Cumplimiento (%) Variación

real2/

(%)

2012/2011

Programa Adecuado Ejercicio Programa Adecuado

Presupuestaria 117,051.3 98,362.4 130,571.3 121,792.1 123.8 93.3 -0.1

Pemex-Exploración y Producción 102,059.5 86,897.6 108,789.6 103,968.6 119.6 95.6 -2.2Pemex-Refinación 11,579.4 9,724.4 15,967.7 13,640.3 140.3 85.4 13.1Pemex-Gas y Petroquímica Básica 1,676.0 799.2 3,771.2 2,265.9 283.5 60.1 29.9Pemex-Petroquímica 1,115.2 935.9 1,480.7 1,209.6 129.2 81.7 4.2Corporativo 621.3 5.3 562.0 707.7 - 125.9 9.4

1/ Información preliminar. 2/ Considera un deflactor de 1.0411, conforme al Índice Nacional de Precios al Consumidor.La suma de los parciales puede no coincidir debido al redondeo.Fuente: Base de Datos Institucional.

10 / Información preliminar. 11/ Las variaciones de 2012 respecto a 2011 se realizan en términos reales, con un deflactor de 1.0411, conforme al Índice Nacional de Precios al Consumidor. 12/ Los recursos supervenientes permiten cubrir gastos derivados de contingencias e imprevistos, por lo que no se pueden prever en el presupuesto.



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Pemex-Exploración y Producción

La inversión realizada por Pemex-Exploración y Producción en el cuarto trimestre de 2012 ascendió a 103,968.6 millones de pesos (incluye gastos supervenientes por 762.7 millones de pesos), 2.2% menos que en el mismo trimestre del año previo, variación originada por menor ejercicio en los conceptos de servicios de apoyo a la perforación, rehabilitación, modificación y reacondicionamiento por contrato y adquisición de materiales de inversión, entre otros. Los proyectos que ejercieron mayores recursos fueron: Cantarell, Programa Estratégico de Gas, Ku-Maloob-Zaap, Aceite Terciario del Golfo y Burgos, que en conjunto erogaron 66% de la inversión del organismo subsidiario.

A continuación se presentan los avances registrados en cada uno de estos proyectos.

- Cantarell. Sobresale la terminación, en el transcurso del año de 16 pozos de desarrollo, dos gasoductos y un oleogasoducto con una longitud combinada de 18.5 kilómetros, y la instalación de la estructura adosada de la plataforma Akal-O.

- Programa Estratégico de Gas. Destaca la terminación de dos pozos exploratorios y 37 de desarrollo (16 en el Activo Integral Veracruz, 10 en el Activo de Producción Macuspana-Múspac y 11 en el Activo de Producción Litoral de Tabasco), tres oleogasoductos, el primero de

117,051.398,362.4

121,792.1

2011 Programa Real

Cumplimiento123.8%

2012


inversión devengada, trimestre IV

(millones de pesos)




73

10 pulgadas de diámetro y 15 kilómetros de longitud, el segundo de 24 pulgadas de diámetro y 8.8 kilómetros, y el tercero de 24 pulgadas y 2.25 kilómetros, así como la instalación de las plataformas de perforación Tsimin-A y Tsimin-B. En el proyecto Crudo Ligero Marino destaca la instalación de las plataformas octápodas de perforación de Xux-A y Xux-B, la terminación de los trabajos de adecuación de plataformas marinas existentes (SINAN-A y SINAN-B) y la rehabilitación de los sistemas y equipos de las plataformas Kab-A y Yaxche-B.

- Ku-Maloob-Zaap. Se terminaron 11 pozos de desarrollo; un oleogasoducto y un gasoducto con una longitud combinada de 5.9 kilómetros; la plataforma de perforación Maloob-D y la adecuación de la plataforma marina existente, así como los trabajos de adecuación de plataformas marinas: sistema integral de bombeo multifásico PP-Maloob-B, PP-Zaap-B y PP-Zaap-D.

- Aceite Terciario del Golfo. Se terminaron 584 pozos de desarrollo, un gasoducto de 12 pulgadas de diámetro y 5.2 kilómetros de longitud de la batería de separación Remolino III a la estación de compresión El Chote, un gasoducto de 12 pulgadas y 9 kilómetros de longitud de la batería de separación Coapechaca IV a la batería de separación Coyula I, un gasoducto de 16 pulgadas, un oleoducto de 12 pulgadas, ambos de 2.7 kilómetros de longitud y la batería de separación Humapa III, primera etapa.

- Burgos. Se terminaron 200 pozos de desarrollo y 15 de exploración, además de la estación de recolección de gas de Bayo-1.

- Complejo Antonio J. Bermúdez: Se concluyó un gasoducto de 36 pulgadas de diámetro y 14.7 kilómetros de longitud que corre de Batería Samaria II al Complejo Procesador de Gas Cactus.

Pemex-Refinación

En el cuarto trimestre de 2012, el organismo subsidiario ejerció 13,640.3 millones de pesos (incluye recursos supervenientes por 446.1 millones de pesos), monto 13.1% más que lo reportado en el mismo periodo del año anterior, con un cumplimiento de 140.3% del presupuesto y 85.4% del adecuado, en particular por el mayor ejercicio en calidad de los combustibles y en el mantenimiento de la capacidad de algunas refinerías del SNR.

Los proyectos a los que se destinaron mayores recursos de inversión en este trimestre fueron: calidad de los combustibles y mantenimiento de la capacidad en las seis refinerías del SNR, que en su conjunto representaron de 54.2% de la inversión en este organismo subsidiario.

Los principales resultados en al cierre de 2012 fueron los siguientes:



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- En el proyecto calidad de los combustibles: En la fase gasolinas se realizaron los estudios de diagnóstico de la hidrodesulfuradora de gasóleos Madero, los cuales concluyeron en noviembre de 2012. Están en proceso de licitación la ingeniería, procura y construcción (IPC) de los turbogeneradores en Cadereyta y Madero. En la fase diesel se encuentran en proceso los IPC (desarrollo de ingeniería, paquetes de licitación, estudios) para las seis refinerías.

- Reconfiguración de la refinería de Minatitlán. Todas las plantas e instalaciones han sido físicamente terminadas y están bajo el control, resguardo, operación y mantenimiento de la refinería. Al cierre del año estaba en proceso la conclusión del cierre administrativo.

- Aumento de la capacidad de almacenamiento y distribución Tuxpan-México. Con este proyecto se garantizará el suministro de combustibles al Valle de México, al incrementar la capacidad de almacenamiento y transporte por ducto de la terminal de Tuxpan. Destaca la actualización de tres estaciones de bombeo en julio de 2011, y en diciembre de ese mismo año se inauguró la estación Beristáin. Al cierre de 2012 se encuentra concluido y en operación el poliducto de 18 pulgadas de diámetro (103 kilómetros); se realizan detalles finales para las pruebas hidrostáticas en dos de los cinco tanques de almacenamiento.

- Con respecto al estudio de preinversión para incrementar la capacidad de refinación en Tula, Hidalgo, continuaron los trabajos de ingeniería básica, trabajos de topografía, mecánica de suelos, protección catódica en el derecho de vía, así como obras de construcción para la reubicación de canales de riego; iniciaron los trabajos para la reubicación de líneas de alta tensión; concluyeron los estudios ambientales; está en desarrollo la ingeniería de integración y de servicios auxiliares de las plantas nuevas. El avance físico al cierre de 2012 fue 7.6%.

- La reconfiguración de la refinería de Salamanca es un proyecto que consiste en la construcción de ocho plantas y la modernización del tren de lubricantes. Busca posicionar a esta refinería como de alta conversión, rentable, competitiva, eficiente, segura y ambientalmente limpia, mejorar la balanza comercial de petrolíferos y contribuir a la reducción de los niveles de contaminación en la zona, así como reducir la oferta comercial de combustóleo y asfalto.

Al cierre de 2012 concluyeron las ingenierías básicas de las plantas coquizadora, hidrodesulfuradora de naftas de coquización, hidrógeno, aguas amargas y regeneración de aminas; están en desarrollo las de azufre, corte profundo, reformadora, desintegración catalítica fluida (FCC), H-OIL e integridad mecánica; y está en desarrollo la ingeniería básica extendida de la hidrodesulfuradora de naftas de coquización. Se trabaja con la CFE en la reubicación de algunas líneas de alta tensión; en el dictamen de factibilidad técnica, económica y ambiental de la planta coquizadora; se cuenta con la ingeniería de detalle de la barda perimetral y se prepara el paquete técnico para la licitación.



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- El proyecto relativo al cumplimiento a la NOM-148 (referente a la regulación de la emisión de compuestos de azufre proveniente de procesos de refinación) en Minatitlán y Salamanca, contempla el diseño, construcción y puesta en operación de plantas de recuperación de azufre en estas refinerías. En Minatitlán está en proceso de definición la construcción de una planta nueva, mientras que en Salamanca el desarrollo de la ingeniería, procura y construcción alcanzó un avance físico de 89%.

- La Modernización de la Flota Mayor tiene por objeto la renovación de la flota petrolera, optimizar el sistema de transporte marítimo y reducir costos de operación del transporte de petrolíferos. En 2012 se concretó la formalización y recepción del buquetanque Ocean Current. De esta forma, cinco buquetanques adquiridos mediante arrendamiento financiero en el transcurso de 2011 y 2012 se encuentran en operación (tres en el Pacífico y dos en el Golfo de México).

- Implantación del Sistema de Control Supervisorio y Adquisición de Datos (SCADA) en siete poliductos (SCADA 7); diez oleoductos, tres combustoleoductos y 34 poliductos (SCADA 47) de la Red Nacional de Ductos de Pemex-Refinación. Este proyecto contempla la ingeniería, suministro, hardware, software y los centros de control requeridos.

Pemex-Gas y Petroquímica Básica

En el periodo octubre-diciembre de 2012 se ejercieron 2,265.9 millones de pesos, 29.9% más que lo erogado en el mismo trimestre de 2011, con un cumplimiento de 283.5% del presupuesto original y 60.1% del modificado. La inversión incorpora 76.3 millones de pesos de recursos supervenientes. La cartera de proyectos incluye una planta criogénica de 200 millones de pies cúbicos diarios en el Complejo Procesador de Gas Poza Rica; mantenimiento integral de los sistemas de ductos de gas natural y gas licuado; modernización de sistemas de medición, control y seguridad de los complejos procesadores de gas; y conservación de la capacidad de procesamiento en el Complejo Procesador de Gas Nuevo Pemex, los cuales en su conjunto representaron 34.9% del total de la inversión ejercida.

Los avances fueron los siguientes:

- Se concluyó la planta criogénica de 200 millones de pies cúbicos diarios en el Complejo Procesador de Gas de Poza Rica, en Veracruz, se llevó acabo la prueba de hermeticidad, proceso de secado y arranque de la planta, la prueba de desempeño se realizó satisfactoriamente en la primera semana de diciembre. Dicha planta se inauguró en noviembre de 2012.

- Construcción de libramientos, rehabilitaciones y adquisiciones para la red de ductos de la Región Centro etapa 2. La Estación de Compresión Emiliano Zapata y el Libramiento a Jalapa servirán para incrementar la capacidad de transporte de gas natural del ducto de 48 pulgadas de



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diámetro Cempoala-Santa Ana. La estación de compresión está concluida y operando. Para el proyecto libramiento de Jalapa, en marzo de 2012 se formalizó el contrato para realizar las obras complementarias para su conclusión. La interconexión se asignó a través de una licitación pública internacional, en el que se firmó contrato. Se tiene previsto que el libramiento inicie operaciones en los primeros meses de 2013. El avance físico del proyecto al cierre de diciembre de 2012 fue 90%.

- En el proyecto de cogeneración en el Complejo Procesador de Gas Nuevo Pemex, continúa la construcción por parte de un tercero, de la primera planta de cogeneración de energía eléctrica a gran escala (300 megawatts), a efecto de suministrar energía eléctrica al propio complejo y disponer de excedentes para otras instalaciones de Petróleos Mexicanos, y contribuir así a la estrategia de protección ambiental por parte de la empresa. Con este proyecto se obtendrán de 550 a 800 toneladas-hora de vapor que se utilizarán en el proceso y se instalarán líneas de transmisión de energía eléctrica para su integración al Sistema Eléctrico Nacional. Dicha planta se inauguró en octubre de 2012.

- Etileno XXI. El objetivo es asignar a través de una subasta, un contrato de suministro de etano a largo plazo (20 años), para la construcción y operación de una planta de desintegración térmica de etano (cracker) con una capacidad de un millón de toneladas anuales para la producción de etileno y sus derivados. Al 31 de diciembre de 2012, en sesiones de trabajo realizadas en la Secretaría de Energía, las partes financieras, analizaron y acordaron diversos puntos de orden contractual relacionados con el otorgamiento del financiamiento respectivo.

- Contrato de servicio para el transporte de etano líquido y gaseoso desde los complejos procesadores de gas Ciudad Pemex, Nuevo Pemex y Cactus al Área Coatzacoalcos para garantizar el suministro de este producto a Pemex-Petroquímica y al proyecto Etileno XXI.

Las actividades se programaron para su conclusión antes de las pruebas de operación del proyecto Etileno XXI. Se cuenta con la acreditación FEL I. En octubre de 2012, el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos aprobó el contrato de “servicio de transporte de etano” y determinó que los términos y condiciones no podría ser modificados sin su consentimiento. En diciembre de 2012 se firmó el contrato para la prestación del servicio de transporte de etano. Cabe señalar que el transporte de etano por medio de un contrato de servicio con un tercero motivó la cancelación de los proyectos Ductos Petroquímicos Vía Agave y Transporte de Petroquímicos de Nuevo Pemex-Cactus a Coatzacoalcos de la cartera de programas y proyectos de inversión de la SHCP.

Pemex-Petroquímica

En el cuarto trimestre de 2012, Pemex-Petroquímica invirtió 1,209.6 millones de pesos (incluye 52.9 millones de pesos de recursos supervenientes), 4.2% más que en el mismo trimestre del año anterior, con un cumplimiento de 129.2% del programa y 81.7% del adecuado.



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En la modernización y ampliación del tren de aromáticos I del Complejo Petroquímico La Cangrejera se empleó 22.6% de los recursos del organismo; en el sostenimiento de la capacidad de producción, almacenamiento y distribución del amoniaco del Complejo Petroquímico Cosoleacaque 11.6%; y en el sostenimiento de la capacidad de producción de derivados del Etano IV, en el Complejo Petroquímico Morelos 5.4%; y el resto a otros proyectos.

A continuación se presentan los principales proyectos:

- Los recursos se destinaron a proyectos estratégicos, entre los que se encuentra la Ampliación y Modernización del Tren de Aromáticos en el Complejo Petroquímico La Cangrejera. La primera parte del proyecto IPC-I Unidad de Proceso CCR Platforming presenta al 31 de diciembre de 2012 un avance físico de 99.5%. La segunda parte, que corresponde al IPC-2, procesos de producción de benceno y xilenos (tatoray), recuperación de xilenos (parex) y renovaciones de las plantas (revamps), se encuentran en desarrollo de la etapa FEL (metodología para la definición y planeación de proyectos de inversión) III.

- Ampliación de la planta de óxido de etileno en el Complejo Petroquímico Morelos (dos etapas). Para la segunda etapa (incremento de capacidad de 280 a 360 mil toneladas), Pemex-Petroquímica contrató al IMP para el desarrollo de la ingeniería conceptual fuera de límites de batería. Se prepara el paquete de licitación de los reactores ebullentes e inicia la conformación de los entregables para la FEL III.

Corporativo de Petróleos Mexicanos

Durante el cuarto trimestre de 2012, el Corporativo de Petróleos Mexicanos invirtió 707.7 millones de pesos, monto 9.4% mayor al que se ejerció el mismo trimestre del año previo. Los proyectos a los que se destinaron más recursos fueron: equipamiento de unidades médicas (31.6%), construcción de unidades médicas (17.8%), construcción de una clínica en la ciudad de Villahermosa (4%) y lo restante a otros proyectos.

4. Información financiera

Trimestre IV / Año 2012 78


4.1 Estados financieros consolidados

Los resultados financieros que se presentan fueron elaborados conforme a Normas Específicas de Información Financiera Gubernamentales para el Sector Paraestatal (NG) y corresponden a los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2012 y 2011 de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios. Estos estados financieros consolidados muestran diferencias con los preparados con base en las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF o IFRS por sus siglas en inglés). Dichos estados financieros consolidados contienen cifras preliminares y se encuentran en proceso de auditoría.

PETRÓLEOS MEXICANOS Y SUS ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO Cifras preliminares Bajo Normas Gubernamentales (NG)

(millones de pesos) Del 1 de octubre al 31 de diciembre Del 1 de enero al 31 de diciembre

Concepto 2012 2011

Variación 2012 2011

Variación

Importe (%) Importe (%)

Ingresos totales 401,710.0 403,145.4 -1,435.4 -0.4 1,557,439.5 1,478,562.3 78,877.2 5.3

En el país 235,463.2 202,331.6 33,131.6 16.4 867,036.7 779,198.0 87,838.7 11.3De exportación 164,732.4 198,827.6 -34,095.2 -17.1 684,866.1 694,578.5 -9,712.4 -1.4Ingresos por servicios 1,514.4 1,986.3 -471.9 -23.8 5,536.7 4,785.8 750.9 15.7

Costo de ventas 197,470.8 182,091.1 15,379.7 8.4 709,182.6 661,667.0 47,515.5 7.2

Rendimiento bruto 204,239.2 221,054.3 -16,815.2 -7.6 848,256.9 816,895.3 31,361.7 3.8

Gastos generales 31,781.6 36,932.1 -5,150.5 -13.9 112,855.8 98,016.5 14,839.3 15.1

Gastos de distribución 6,103.8 5,604.7 499.1 8.9 20,994.9 20,291.1 703.8 3.5Gastos de administración 25,677.8 31,327.4 -5,649.6 -18.0 91,860.9 77,725.4 14,135.5 18.2

Rendimiento de operación 172,457.6 184,122.2 -11,664.6 -6.3 735,401.2 718,878.8 16,522.3 2.3

Otros ingresos (gastos)-neto 47,838.4 74,938.5 -27,100.1 -36.2 198,093.8 182,242.9 15,850.9 8.7

Resultado integral de financiamiento -18,455.9 -25,958.9 7,503.0 28.9 -7,271.5 -86,403.9 79,132.3 91.6

Intereses pagados-neto -16,516.1 -5,332.7 -11,183.4 -209.7 -48,937.8 -27,263.0 -21,674.9 -79.5(Pérdida) utilidad en cambios-neta -1,939.8 -20,626.2 18,686.4 90.6 41,666.3 -59,140.9 100,807.2 170.5

Participación en los resultados de

subsidiarias y asociadas

6,211.9 -637.2 6,849.1 1,074.8 13,453.2 3,208.9 10,244.3 319.2

Rendimiento antes de impuestos,

derechos y aprovechamientos

208,052.0 232,464.6 -24,412.6 -10.5 939,676.6 817,926.7 121,749.9 14.9

Impuestos, derechos y aprovechamientos 213,725.2 242,734.4 -29,009.2 -12.0 901,876.1 872,395.2 29,480.9 3.4

Rendimiento neto -5,673.2 -10,269.8 4,596.6 44.8 37,800.5 -54,468.5 92,269.0 169.4

La suma de los parciales puede no coincidir por redondeo.



EXPLICACIÓN A LAS VARIACIONES

(Cuarto trimestre de 2012/cuarto trimestre de 2011)

El valor de las ventas en el mercado nacional mostró un incremento de 33.1 miles de millones de pesos, (16.4%) originado principalmente por el aumento en el precio unitario de venta (precio de venta del producto según factura) de gasolinas, combustóleo, diesel, gas licuado y tolueno una disminución en propileno, gas natural, estireno y acrilonitrilo.

La disminución de 34.1 miles de millones de pesos (17.1%) en las ventas de exportación se debe en particular a una disminución en el en volumen de crudo maya y olmeca, así como combustóleo, naftas, gas natural, turbosina y polietilenos; asimismo, a la baja del precio promedio de la mezcla de crudo mexicano en los mercados internacionales, misma que fue de 96.36 dólares promedio por barril del 1 de octubre al 31 de diciembre de 2012 y en el mismo periodo de 2011 de 104.33 dólares promedio.

El incremento en el costo de ventas fue de 15.4 miles de millones de pesos (8.4%), respecto de octubre a diciembre de 2011, debido sobre todo a los gatos de operación por 2.4 miles de millones, compra de productos por 8.5 miles de millones, costo beneficio a los empleados por 15.5 miles de millones, compensándose parcialmente con la variación negativa en inventarios por 11.1 miles de millones.

En cuanto los gastos generales, presentaron una reducción de 5.2 miles de millones de pesos lo que equivale al 13.9% con respecto a 2011, derivado principalmente por la disminución en costo beneficio a los empleados compensados con los gastos de operación.

El rubro otros ingresos (gastos) presentó un disminución de 27.1 miles de millones de pesos (36.2%), el cual se debe en particular a la cancelación de la recuperación del deterioro de activo fijo (Pemex-Exploración y Producción) por 11.7 miles de millones de pesos; así como a una disminución en ingresos derivados de la tasa negativa del Impuesto Especial Sobre Producción y Servicios (IEPS) por 5.8 miles de millones de pesos al pasar de 55.5 miles de millones de pesos a 49.7 miles de millones de pesos.

La variación a favor en el resultado integral de financiamiento de 7.5 miles de millones de pesos 28.9%, se debió a la disminución de la perdida cambiaria por la apreciación del peso; misma que fue de 18.7 miles de millones de pesos en el periodo del 1 de octubre al 31 de diciembre de 2011, pasando de 20.6 miles de millones de pesos a 1.9 miles de millones por el mismo periodo de 2012, asimismo, el neto de los intereses a favor e intereses a cargo presentó un incremento de 11.2 miles de millones de pesos.



La reducción en los impuestos, derechos y aprovechamientos de 29 miles de millones de pesos (12.0%), se debe a la disminución sobre todo en los: Derechos Ordinarios sobre Hidrocarburos (DOSH), que pasó de un monto de 203.5 miles de millones de pesos, en el periodo del 1 de octubre al 31 de diciembre de 2011 a 175.1 miles de millones de pesos, en el mismo periodo de 2012; Derechos Extraordinarios sobre la Exportación de Petróleo Crudo por 6.1 miles de millones de pesos; Derecho Adicional sobre Hidrocarburos 0.6 miles de millones de pesos, compensándose con el incremento en el Derecho Especial sobre Hidrocarburos en 1.2 miles de millones de pesos; el Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización en 2.1 miles de millones de pesos y el Impuesto por Rendimientos Petroleros en 2.8 miles de millones de pesos, debido principalmente a una menor producción en el trimestre, así como a la caída del precio promedio de la mezcla del crudo mexicano en mercados internacionales.

La carga fiscal representó 53.2% de las ventas totales, en tanto que en el mismo periodo de 2011, representó 60.2%.


(1 de enero al 31 de diciembre de 2012 / 1 de enero al 31 de diciembre de 2011)

Las ventas en el país observaron un incremento de 87.8 miles de millones de pesos (11.3%), originado principalmente por el aumento en el precio unitario de venta (precio de venta del producto según factura) de las gasolinas, el combustóleo, el diesel y la turbosina, así como en el volumen comercializado de los principales productos petrolíferos, sobresaliendo la gasolina Premium, el diesel y el combustóleo.

La disminución de 9.7 miles de millones de pesos (1.4%), en las ventas de exportación se debe sobre todo la reducción en el volumen comercializado de crudo en 2012, en relación al año previo, el cual representó un 5.5% de disminución , compensado con el incremento en el precio promedio de venta de la mezcla de crudo mexicano en los mercados internacionales, mostrando un ligero aumento, al pasar de 101.09 dólares promedio del 1 de enero al 31 de diciembre de 2011 a 101.86 dólares promedio por barril en el mismo periodo de 2012.

El incremento en el costo de ventas de 47.5 miles de millones de pesos (7.2%), respecto al mismo periodo del año previo, se debe en particular a una mayor importación de productos, básicamente en gasolina Premium, combustóleo y diesel, así como el incremento en los gatos de operación, conservación y mantenimiento, en las depreciaciones y amortizaciones, compensado con la disminución en el costo neto del periodo de beneficio a los empleados.

En otros ingresos (gastos) neto, se obtuvo un incremento de 15.8 miles de millones de pesos (8.7%), debido principalmente a mayores ingresos, derivados de la tasa negativa del Impuesto Especial de Producción y Servicios (IEPS), por 35.2 miles de millones de pesos (19.7%),



compensado parcialmente con la disminución por 11.7 miles de millones de pesos en el reglón de recuperación de deterioro del activo fijo, así como con el incremento en gastos por la provisión para juicios en proceso por 2.1 miles de millones de pesos en Pemex-Refinación y el costo de activos dados de baja por 3.3 miles de millones de pesos.

La variación a favor en el resultado integral de financiamiento por 79.1 miles de millones de pesos, se debe a:

Costo Financiero Neto. El aumento del costo financiero neto por 21.7 miles de millones de pesos, como resultado del incremento de los intereses a cargo por 13.6 miles de millones de pesos; compensado con la disminución de los intereses a favor de Petróleos Mexicanos por 8.1 miles de millones de pesos.

Variación Cambiaria. Este rubro presentó en 2012 una utilidad cambiaria neta de 41.7 miles de millones de pesos que comparada con la pérdida neta en el mismo periodo de 2011, de 59.1 miles de millones de pesos, resulta un incremento de 100.8 miles de millones de pesos, como consecuencia de la apreciación del peso frente al dólar americano y frente al euro en el periodo de 2012 con respecto al mismo periodo de 2011. El tipo de cambio del peso con respecto al dólar americano en el periodo del 1 de enero al 31 diciembre de 2012 presentó un efecto favorable de 0.98 pesos, que representa 7.0% al pasar de 13.9904 a 13.0101; y en el mismo periodo de 2011, el efecto fue desfavorable 13.2% al pasar de 12.3571 a 13.9904. El tipo de cambio del peso con respecto al euro en el periodo del 1 de enero al 31 de diciembre de 2012 presentó un efecto favorable de 5.6%, al pasar de 18.1595 a 17.1968 en el mismo periodo de 2011.

Por lo que respecta a los impuestos, derechos y aprovechamientos, se incrementó 29.5 miles de millones de pesos que se debe principalmente al aumento en Derechos Ordinarios sobre Hidrocarburos (DOSH) por 15 mil millones de pesos, en el Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización por 21.6 miles de millones de pesos; compensado con la disminución de los Derechos Extraordinarios sobre Exportación de Petróleo crudo por 14.9 miles de millones de pesos, debido a un mayor precio promedio de la mezcla del crudo.



PETRÓLEOS MEXICANOS Y SUS ORGANISMOS SUBSIDIARIOS ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2012 Y 2011

Cifras preliminares bajo normas gubernamentales (NG) (millones de pesos)

Concepto

31 de

diciembre de

2012

31 de diciembre

de 2011

Variación

Importe %

Activo circulante 277,549.3 282,461.4 -4,912.1 -1.7

Efec. y valores de realización inmediata 104,141.9 97,021.5 7,120.4 7.3 Ctas. y doc. por cobrar a clientes y otros 131,819.3 152,314.5 -20,495.2 -13.5 Inventarios 32,006.0 20,448.8 11,557.2 56.5 Instrumentos financieros 8,460.1 12,676.6 -4,216.5 -33.3 Instrumentos Financieros disponibles para su venta 1,122.0 0.0 1,122.0 0.0

Inversiones en acciones 53,269.7 56,413.1 -3,143.4 -5.6

Pozos, plantas, equipo e inmuebles 1,242,779.4 1,151,635.4 91,144.0 7.9

Otros activos 7,411.7 5,729.5 1,682.2 29.4

Suma el activo 1,581,010.1 1,496,239.5 84,770.7 5.7

Pasivo corto plazo 221,397.5 228,442.4 -7,044.9 -3.1

Deuda de corto plazo 93,324.0 94,638.4 -1,314.4 -1.4 Proveedores 71,660.8 54,944.2 16,716.6 30.4 Ctas. y doc. por pagar y otros-neto- 12,610.0 13,918.7 -1,308.7 -9.4 Imp., der. y aprovechamientos por pagar 43,802.7 64,941.1 -21,138.4 -32.6

Largo plazo 1,143,431.1 1,075,903.3 67,527.8 6.3

Deuda a largo plazo 659,727.7 656,787.6 2,940.1 0.4 Reserva para obligaciones laborales 409,909.3 354,989.9 54,919.4 15.5 Reserva para créditos diversos 67,995.0 58,741.3 9,253.7 15.8 Impuestos y créditos diferidos 5,799.1 5,384.5 414.7 7.7

Suma el pasivo 1,364,828.6 1,304,345.8 60,482.8 4.6

Patrimonio 216,181.5 191,893.8 24,287.7 12.7

Certificados de aportación “A” 96,958.0 96,958.0 0.0 0.0 Aportaciones al patrimonio 180,382.4 180,382.4 0.0 0.0 Part. en el capital de otras subsidiarias 19,055.6 33,206.9 -14,151.3 -42.6 Superávit por donación 4,394.3 3,662.7 731.6 20.0 Instrumentos financieros -93.0 0.0 -93.0 0.0 Resultados acumulados

De ejercicios anteriores -122,316.3 -67,847.8 -54,468.5 -80.3 Del ejercicio 37,800.5 -54,468.5 92,269.0 169.4

Total pasivo y patrimonio 1,581,010.1 1,496,239.5 84,770.6 5.7

La suma de los parciales puede no coincidir por redondeo.




(1 de enero al 31 de diciembre de 2012 / 1 de enero al 31 de diciembre de 2011)

Al 31 de diciembre de 2012, el activo total por 1,581 mil millones de pesos, aumentó 5.7% con respecto al cierre de 2011, que se ubicó en 1,496.2 miles de millones de pesos.

El activo circulante disminuyó 4.9 miles de millones de pesos (1.7%), debido a:

Las cuentas y documentos por cobrar a clientes y otros presentó una reducción de 20.5 miles de millones de pesos (13.5%), principalmente por la disminución en clientes extranjeros por 14.4 miles de millones de pesos, deudores diversos 8.8 miles de millones de pesos y con la estimación de cuentas malas y dudosas por 0.6 miles de millones de pesos; lo anterior compensado parcialmente con el incremento en los clientes nacionales por 5.6 miles de millones de pesos.

El aumento en efectivo y equivalentes de efectivo por 7.1 miles de millones de pesos (7.3%) se debe en particular a una mayor recuperación de cartera y mayores ventas.

Los inventarios presentaron una variación de 11.6 miles de millones de pesos que equivalen a 56.5%, debido al alza del precio unitario por metro cúbico en productos, especialmente en: combustóleo, gasolina regular y diesel.

Los pozos, plantas, equipo e inmuebles aumentaron 91.1 miles de millones de pesos (7.9%) en comparación con el cierre de 2011, debido sobre todo a las nuevas inversiones, compensándose con el incremento de las depreciaciones y amortizaciones del periodo.

El pasivo total al 31 de diciembre del 2012 comparado con el cierre de 2011 aumentó 60.5 miles de millones de pesos que representa 4.6%.

El pasivo de corto plazo disminuyó 7 mil millones de pesos (3.1%), debido a:

Los impuestos, derechos y aprovechamientos por pagar disminuyeron en 21.1 miles de millones de pesos (32.5%), principalmente por los mayores anticipos pagados durante 2012 por los derechos sobre hidrocarburos.

Lo anterior, parcialmente compensado con el incremento en proveedores y contratistas que se incrementaron en 16.7 miles de millones de pesos (30.4%), debido principalmente al aumento en proveedores extranjeros por 42.6 miles de millones de pesos, en contratistas 6.6 miles



de millones de pesos (53.6%), compensado con la disminución de 32.5 miles de millones de pesos (88.3%) en proveedores nacionales; y el incremento en salarios y prestaciones devengadas por 0.3 miles de millones de pesos.

La deuda total documentada aumento 1.6 miles de millones de pesos (0.22%), debido sobre todo a la variación favorable en tipos de cambio, no obstante que se han contratado nuevos financiamientos.

La reserva para beneficios a los empleados muestra un incremento de 54.9 miles de millones de pesos (15.5%), el cual corresponde al reconocimiento del costo neto del periodo, disminuido por las aportaciones efectuadas al Fondo Laboral Pemex (FOLAPE) (activos de plan), los pagos efectuados por concepto de los servicios médicos otorgados a los jubilados y sus beneficiarios, a los pensionados post-mortem, así como a los pagos por concepto de terminación de la relación laboral antes de alcanzar la edad de jubilación.

El incremento que presenta la reserva para créditos diversos y otros por 9.3 miles de millones de pesos, (15.8%) se origina principalmente por los aumentos en intereses cobrados por anticipado, la provisión para juicios en proceso, la provisión para gastos de taponamiento de pozos y otros pasivos a largo plazo.

El patrimonio aumentó 24.3 millones de pesos, (12.7%), debido particularmente por la utilidad del ejercicio por 37.8 millones de pesos y a la pérdida generada en el ejercicio anterior.



4.2 Política de financiamiento y estado de la deuda documentada

Estrategia de financiamiento y estado de la deuda documentada

La política de financiamiento de Petróleos Mexicanos busca atender de manera óptima las necesidades de recursos financieros en el corto y largo plazo. Las estrategias que desarrolla se apegan a las disposiciones que en la materia dicta la SHCP en el marco de la Ley General de Deuda Pública, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y de la Ley de Petróleos Mexicanos.

- La Ley General de Deuda Pública señala, entre otras, la facultad que tiene el Ejecutivo Federal, por conducto de la SHCP, de autorizar la contratación de financiamientos externos y vigilar la capacidad de pago de las entidades; así como la facultad del Congreso de la Unión de autorizar los montos de endeudamiento interno y externo necesario para el financiamiento.

- Conforme a la Ley de Petróleos Mexicanos corresponde al Consejo de Administración aprobar los términos y condiciones para la contratación de obligaciones constitutivas de deuda pública de Petróleos Mexicanos, de acuerdo con el programa de financiamiento aprobado por la SHCP y de los lineamientos que esta dependencia apruebe y con sujeción al techo global anual de financiamiento que apruebe el Congreso de la Unión.

Petróleos Mexicanos es responsable de que las obligaciones que contrate no excedan su capacidad de pago, que los recursos obtenidos se destinen conforme a las disposiciones legales aplicables, se hagan los pagos oportunamente, de supervisar su programa financiero y de registrar ante la SHCP las operaciones de crédito.

El programa de financiamientos de Petróleos Mexicanos asegura que se cuente con los recursos complementarios necesarios para llevar a cabo el programa de inversión de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, de acuerdo con las estrategias y líneas de acción establecidas en el Plan de Negocios así como llevar a cabo operaciones de refinanciamiento y/o manejo de pasivos encaminadas a optimizar la estructura de los créditos contratados en periodos anteriores.

- Con este fin, el Consejo de Administración autorizó los términos y condiciones para la contratación de obligaciones constitutivas de deuda pública de Petróleos Mexicanos para el ejercicio fiscal 2012, sujeto al cumplimiento de la normatividad aplicable. Se estima contratar hasta por un máximo de 128,852.3 millones de pesos (equivalentes a 10,088.6 millones de dólares); lo cual, tomando en consideración amortizaciones que se estima realizar, implica un endeudamiento neto máximo de 52,588.1 millones de pesos (equivalentes a 4,109.3 millones de dólares), de acuerdo con el endeudamiento aprobado por el Congreso de la Unión.



- El monto contratado en el periodo enero-diciembre 2012 ascendió a 126,116.5 millones de pesos (equivalentes a 9,505.9 millones de dólares), que tomando en consideración las amortizaciones realizadas, representó que el endeudamiento neto del ejercicio ascendiera a 45,295.1 millones de pesos (equivalentes a 3,406.2 millones de dólares), monto menor al endeudamiento aprobado por el H. Congreso de la Unión.

Al 31 de diciembre de 2012, la deuda total documentada, incluyendo intereses devengados ascendió a 752,421 millones de pesos, contra 751,426 millones de pesos al cierre del año previo. La deuda con vencimientos menores a 12 meses fue 93,324 millones de pesos y la de largo plazo 659,097 millones de pesos.

Durante el periodo octubre-diciembre de 2012 Petróleos Mexicanos realizó las siguientes actividades de financiamiento:

- El 19 de octubre, Petróleos Mexicanos llevó a cabo una emisión de bonos en los mercados internacionales por un monto total de 1,000 millones de dólares, se trata de la reapertura del bono emitido en junio de 2012 con vencimiento en junio de 2044 y cupón de 5.5% bajo el Programa de Notas a Mediano Plazo, Serie C.

- El 29 de noviembre, Petróleos Mexicanos llevó a cabo la emisión de Certificados Bursátiles de largo plazo por un monto de 721,564 miles de UDI’s, equivalentes a 3,500 millones de pesos con vencimiento en 2028 a una tasa fija de 3.02%

- El 21 de diciembre, Petróleos Mexicanos contrató una línea de crédito directa con Nacional Financiera, S.N.C. por un monto de dos mil millones de pesos, con vencimiento en diciembre de 2022 a una tasa fija de 6.55%.

- Al 31 de diciembre de 2012 se han realizado disposiciones por 40.6 millones de dólares por concepto de contratos de arrendamiento financiero de Pemex-Refinación y 560.2 millones de dólares por disposiciones de los contratos de obra pública financiada (COPFs) de Pemex-Exploración y Producción, para la explotación de yacimientos de gas natural en la cuenca de Burgos.

En el periodo enero-diciembre de 2012, Petróleos Mexicanos realizó las siguientes amortizaciones:

- Deuda interna, 6,133.3 millones de pesos de créditos bancarios, certificados bursátiles 12,500 millones de pesos y 40.2 millones de dólares (543.2 millones de pesos) de créditos garantizados (ECA’s).

- Deuda externa, 40.6 millones de dólares (534.5 millones de pesos) de arrendamiento financiero, 1,405 millones de dólares (19,333.9 millones de pesos) de créditos bancarios, 1,710.4 millones de dólares (22,620.3 millones de pesos) de créditos garantizados (ECA’s), 687.1 millones de dólares (8,906.5 millones de pesos) de operaciones de mercado (bonos) y 776.1 millones de dólares (10,249.7 millones de pesos) de otros créditos (FPSO y COPF).



4.3 Estado del régimen de pensiones

Beneficios a los empleados

La empresa cuenta con planes de beneficios definidos para el retiro de sus trabajadores. Los beneficios bajo dichos planes se basan principalmente en los años de servicio cumplidos por el trabajador y su remuneración a la fecha de retiro. Asimismo, tiene planes de beneficios definidos que deben pagarse al término de la relación laboral por causas distintas de reestructuración cuando ésta ocurra antes de que los trabajadores lleguen a su edad de jubilación. En ambos casos, las obligaciones y costos correspondientes se reconocen con base en estudios actuariales elaborados por expertos independientes.

Para el fondeo de los planes de beneficios a los empleados, Petróleos Mexicanos cuenta con dos fideicomisos denominados Fondo Laboral Pemex (FOLAPE) y Fideicomiso de Cobertura Laboral y de Vivienda (FICOLAVI), y tienen un Comité Técnico integrado por personal de Petróleos Mexicanos y de la fiduciaria. Sus ingresos provienen de los recursos presupuestales (gasto programable) del renglón de jubilaciones o cualquier otro que sustituya este concepto o que se encuentre vinculado a éste y los intereses, dividendos y ganancias de capital que se obtengan con las inversiones de los fideicomisos.

La empresa incorpora el efecto de sus obligaciones laborales en los estados financieros preparados bajo Normas Gubernamentales, conforme a los lineamientos establecidos en la NIFGGSP 05 ”Obligaciones Laborales”. Esta última no coincide con la NIF D-3, pues en tanto que ésta es de aplicación obligatoria, sin importar el efecto que provoque el costo neto del periodo en los resultados; en la NIFGGSP 05 el costo neto del periodo se reconoce en resultados siempre y cuando no implique la determinación de un resultado del ejercicio de naturaleza desfavorable (pérdida).

Los costos netos del periodo por concepto de beneficios a los empleados (datos preliminares) en los periodos del 1 de enero al 31 de diciembre de 2012 y 2011, ascendieron a 129.6 miles de millones de pesos y 102.6 miles de millones de pesos, respectivamente. Derivado de la aplicación de la NIFGGSP 05, Petróleos Mexicanos dejó de reconocer como costo neto del periodo por beneficios a los empleados, un total de 54 mil millones de pesos y 42.7 miles de millones de pesos, al 31 de diciembre de 2012 y 2011, en ese orden. Por lo tanto, el saldo de la reserva para beneficios a los empleados al 31 de diciembre de 2012 y 2011 fue de 409.9 miles de millones de pesos y 355 mil millones de pesos, respectivamente y sólo se reconocieron en el estado de resultados 75.6 miles de millones de pesos en el año 2012 y 59.9 miles de millones de pesos en mismo periodo de 2011. Cabe aclarar que los datos reportados por beneficios a los empleados y su reconocimiento en los resultados, fueron actualizados mediante un nuevo cálculo actuarial.



4.4 Ejercicio de los recursos (flujo de efectivo)

En el Presupuesto de Egresos de la Federación para el ejercicio fiscal 2012 (PEF 2012), el H. Congreso de la Unión aprobó a Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios 442,485.4 millones de pesos de gasto programable, de los cuales 68.1% corresponde a gasto de inversión y 31.9% a gasto corriente. El gasto de inversión aumentó 5.2% respecto a lo aprobado el año previo, en particular en los rubros de rehabilitación, modificación y acondicionamiento por contrato; y construcción de obras. El gasto corriente autorizado creció 7%, con incrementos en los diversos rubros que lo integran y una disminución en las otras erogaciones. Para 2012 la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) autorizó a Petróleos Mexicanos seis adecuaciones a su presupuesto anual (a la fecha de cierre de este documento).

Presupuesto autorizado 2012

(millones de pesos)

Concepto Original Adecuado Variación (%)

Ingresos propios 428,877.3 453,229.9 5.7

Ingresos 1,577,202.5 1,925,940.7 22.1

Ventas interiores 1,007,758.2 1,001,747.9 -0.6Ventas exteriores 513,908.2 690,689.9 34.4Otros ingresos 55,536.0 233,502.9 320.5

Tasa negativa IEPS 50,565.3 221,865.8 338.8Servicios prestados y otros diversos 4,970.7 11,637.1 134.1

Egresos 1,590,810.5 1,931,574.6 21.4

Gasto programable 442,485.4 461,220.4 4.2Corriente 141,230.4 152,228.4 7.8Inversión 301,255.0 308,992.0 2.6

Mercancía para reventa 250,907.1 405,860.1 61.8Operaciones ajenas netas 0.0 -2,356.7Impuestos indirectos 121,098.9 135,888.7 12.2Impuestos directos 776,319.1 930,962.0 19.9

Superávit primario -13,608.1 -5,633.9 58.6

Intereses 34,839.6 38,761.2 11.3Superávit operación -48,447.7 -44,395.1 8.4

Endeudamiento neto 52,588.1 49,681.4 -5.5

Disposiciones 128,852.3 126,763.5 -1.6Amortizaciones 76,264.2 77,082.1 1.1

Incremento(uso)caja 4,140.4 5,286.3 27.7

Las sumas pueden no coincidir debido a redondeo.Fuente: Base de Datos Institucional.



Durante el cuarto trimestre de 2012, el presupuesto autorizado a Petróleos Mexicanos fue 105,551.3 millones de pesos. La entidad ejerció 153,870.8 millones de pesos (datos preliminares), importe 45.8% mayor al autorizado y 6.6% menor en términos reales al mismo trimestre del año precedente. En este periodo, la entidad observó un déficit primario de 8,177.8 millones de pesos, resultado favorable respecto al déficit registrado en el mismo trimestre del año previo de 39,440.7 millones de pesos, originado por el menor gasto programable y pago de impuestos directos, así como de mayores ingresos por ventas internas en el periodo.

- Por organismo subsidiario, el Corporativo de Petróleos Mexicanos fue el único que resultó con un balance primario positivo, mientras que en Pemex-Exploración y Producción, Pemex-Refinación, Pemex-Gas y Petroquímica Básica y Pemex-Petroquímica fueron negativos. Es importante señalar que el flujo de efectivo del Corporativo registró un balance primario superior a lo presupuestado para el cuarto trimestre de 2012.

En el siguiente cuadro se presentan los resultados del ejercicio en flujo de efectivo para el cuarto trimestre y su comparación con el mismo periodo del año previo, con el presupuesto original y con el presupuesto adecuado de Petróleos Mexicanos. La explicación a las variaciones, con respecto al mismo periodo del año previo, se efectúa en términos reales.

6.8 4.0

-1.8

0.9

17.2

10.5

-6.8-1.3

-4.5-1.1

20.7

-8.2



Superávit (déficit) primario. Flujo de efectivo,

octubre-diciembre, 2012

(miles de millones de pesos)

PetroquímicaExploración y Producción

RefinaciónGas y Petroquímica

Básica

TotalCorporativo

Presupuesto Ejercicio



Ejercicio Presupuestal. Flujo de Efectivo Consolidado1/

(millones de pesos)

Concepto

Trimestre IV

2011

2012 Variación (%)

Presupuesto

original Adecuado Ejercicio

Ejercicio/

presupuesto

original

Ejercicio/

Adecuado

12/11

Real2/

Ingresos propios 117,759.6 116,053.7 131,881.3 147,381.4 27.0 11.8 20.2 Ingresos 498,721.8 409,860.5 515,966.3 523,736.9 27.8 1.5 0.9 Ventas interiores 244,020.0 262,284.8 278,666.2 280,068.2 6.8 0.5 10.2 Ventas exteriores 196,920.9 133,489.5 175,772.6 181,687.9 36.1 3.4 -11.4 Otros ingresos 57,780.9 14,086.2 61,527.6 61,980.8 340.0 0.7 3.0 Tasa negativa IEPS 49,727.8 13,134.6 54,371.2 54,399.0 314.2 0.1 5.1 Servicios prestados y otros 8,053.0 951.6 7,156.4 7,581.8 696.7 5.9 -9.6

Egresos 538,162.6 399,358.0 537,379.7 531,914.7 33.2 -1.0 -5.1

Gasto programable 158,250.9 105,551.3 152,608.9 153,870.8 45.8 0.8 -6.6 Corriente 40,205.4 23,538.3 35,437.6 36,039.9 53.1 1.7 -13.9 Inversión 118,045.5 82,012.9 117,171.3 117,830.9 43.7 0.6 -4.1

Mercancía para reventa 105,203.8 64,767.8 118,313.8 109,667.9 69.3 -7.3 0.1 Operaciones ajenas netas -1,050.5 0.0 685.7 1,688.4 n.r. 146.2 254.4 Impuestos indirectos 40,592.7 31,515.2 40,839.7 41,808.7 32.7 2.4 -1.1 Impuestos directos 235,165.7 197,523.7 224,931.6 224,878.9 13.8 0.0 -8.1 Superávit primario -39,440.7 10,502.5 -21,413.4 -8,177.8 -177.9 61.8 80.1 Intereses 7,706.9 9,863.1 7,639.0 7,342.6 -25.6 -3.9 -8.5

Superávit operación -47,147.7 639.4 -29,052.4 -15,520.4 -2,527.3 46.6 68.4 Endeudamiento neto 35,774.2 18,345.7 21,238.2 20,732.1 13.0 -2.4 -44.3 Disposiciones 61,775.9 38,640.8 43,810.7 43,163.7 11.7 -1.5 -32.9 Amortizaciones 26,001.7 20,295.1 22,572.5 22,431.5 10.5 -0.6 -17.1

Incremento(uso)caja -11,373.4 18,985.1 -7,814.2 5,211.7 -72.5 166.7 144.0

1/ Información preliminar. 2/ El análisis del cuarto trimestre de 2012 respecto a 2011, considera un deflactor de 1.0411, conforme al Índice Nacional de Precios al Consumidor. Fuente: Base de Datos Institucional



Ejercicio presupuestal. Explicación a las variaciones. 1 de octubre al 31 de diciembre de 201213/

Los ingresos totales alcanzaron 523,736.9 millones de pesos, importe 0.9% mayor al obtenido en el mismo periodo de 2011 (25,015.1 millones de pesos en términos nominales) y 27.8% mayor (113,876.5 millones de pesos) al esperado en el programa original. Los ingresos propios (después de descontar de los ingresos totales, los impuestos y la mercancía para reventa) resultaron 20.2% mayores respecto a los del cuarto trimestre de 2011 y 27% superiores al programado.

- Ventas internas. Los ingresos por ventas a clientes nacionales registraron 280,068.2 millones de pesos, monto 10.2% mayor al reportado en el mismo periodo del año previo, por incrementos en los precios de diesel, gasolina Pemex Magna, asfaltos, parafinas y algunos petroquímicos, aunado a la comercialización de mayores volúmenes de combustóleo, diesel y gas seco a la CFE, turbosina, gasolina Pemex Premium, lubricantes, parafinas y diesel. Respecto al presupuesto, se observó un aumento de 6.8%, principalmente por mayores volúmenes comercializados de gasolina Pemex Premium, gas natural, así como combustóleo y diesel a la CFE.

- Ventas exteriores. Los ingresos por este concepto disminuyeron 11.4% (15,233 millones de pesos en términos nominales) respecto al cuarto trimestre del año previo, derivado de los menores volúmenes y precios de los crudos exportados; adicionalmente a la baja del volumen de combustóleo exportado. Con relación al presupuesto original, la cobranza por ventas de exportación fue 36.1% más alta, debido al mayor volumen y precios de la mezcla mexicana respecto a lo programado, favorecidos por el tipo de cambio y la mayor cobranza realizada.

- Otros ingresos. Se obtuvieron 61,980.8 millones de pesos netos, saldo que incluye una recuperación de 54,399 millones de pesos de IEPS negativo, la cual se situó 5.1% por arriba de la del mismo trimestre de 2011, al mismo tiempo que fue 314.2% superior al presupuesto. Asimismo, se registró un saldo positivo por 7,581.8 millones de pesos en otros ingresos, resultado de variación cambiaria favorable.

Los egresos totalizaron 531,914.7 millones de pesos, importe 5.1% menor a lo ejercido en el cuarto trimestre de 2011, y 33.2% por arriba de lo contemplado en el presupuesto.

El ejercicio del gasto programable ascendió a 153,870.8 millones de pesos, 6.6% menos de lo ejercido en el mismo trimestre del año previo y 45.8% por arriba de lo autorizado originalmente.

13/ Información preliminar con datos del Cuarto Informe Trimestral sobre la Situación Económica, las Finanzas Públicas y la Deuda Pública.



El gasto corriente durante el cuarto trimestre de 2012 registró 36,039.9 millones de pesos, monto 13.9% menor respecto al periodo similar del año previo, y 53.1% superior al presupuesto.

- Las erogaciones en servicios personales disminuyeron 3.8% en términos reales (27.8 millones de pesos a valores corrientes) respecto a octubre-diciembre de 2011. En comparación al presupuesto resultó 3.2% mayor (658 millones de pesos) debido a variación en el calendario del presupuesto y del ejercicio, al incremento salarial y a la entrada en operación del Sistema Institucional de Recursos Humanos y Nómina.

- El gasto de operación (materiales y suministros, y servicios generales) se situó 16.5% por abajo del registrado en el cuarto trimestre del año precedente, influido por el menor pago en adquisición de materiales, accesorios y artículos de servicio, conservación y mantenimiento diverso por contrato, servicios auxiliares pagados a terceros, viáticos, así como en fletes marinos. La variación respecto del presupuesto fue 411.3% mayor debido al pago de transporte de productos petrolíferos a través de autotanque, de servicios prestados por el Instituto Mexicano del Petróleo y terceros, conservación y mantenimiento diverso por contrato, entre otros.

- En pensiones y jubilaciones el ejercicio del cuarto trimestre de 2012 fue 83.3 millones de pesos, inferior 96.5% en términos reales a lo reportado en el mismo trimestre del año previo, porque no hubo aportaciones al Fondo Laboral Pemex (FOLAPE), en contraste con las ejercidas en el mismo periodo del año anterior. Respecto al presupuesto, la variación fue 102.5% por mayores pagos no incluidos en el FOLAPE.

El gasto de inversión registró 117,830.9 millones de pesos, importe 4.1% inferior (214.6 millones de pesos) al erogado en el cuarto trimestre de 2011, principalmente en rehabilitación, modificación y reacondicionamiento por contrato y servicios de apoyo a la perforación. Si se compara con el presupuesto fue 43.7% mayor (35,818 millones de pesos), debido principalmente a la recalendarización de actividades y de recursos, al pago de servicios de apoyo a la perforación en la Región Norte y a que se registraron eventos supervenientes que por su naturaleza no son susceptibles de programación, los cuales incluyen siniestros, juicios, afectaciones, entre otros.

Los egresos por mercancía para reventa ascendieron a 109,667.9 millones de pesos, 0.1% arriba en términos reales de lo ejercido en el mismo trimestre del año previo. Si se compara con el presupuesto, el saldo neto de mercancías para reventa aumentó 69.3% debido al mayor volumen importado de productos como gasolinas, combustóleo y gas natural.



Las operaciones ajenas netas presentaron un saldo neto de egreso por 1,688.4 millones de pesos, que en el caso de las operaciones por cuenta de terceros fue por 2,181.2 millones de pesos, como consecuencia de mayores pagos de retenciones efectuadas a trabajadores en proporción a la captación de las mismas en el periodo. Las operaciones recuperables presentaron un saldo neto de ingresos por 492.8 millones de pesos, siendo los renglones más representativos los fletes a Aeropuertos y Servicios Auxiliares. y las retenciones por préstamos otorgados a terceros.

Los impuestos indirectos registraron 41,808.7 millones de pesos, importe 1.1% menor al del periodo octubre-diciembre del año previo (aumentó 1,216.1 millones de pesos en valores nominales), derivado principalmente de que los mayores pagos de IVA a la SHCP no igualaron el efecto de la inflación. En comparación con el presupuesto el ejercicio fue mayor 10,293.5 millones de pesos (32.7%), en virtud de los mayores pagos de IVA a terceros y a la SHCP.

Los impuestos directos ascendieron a 224,878.9 millones de pesos, importe que en términos reales representó una reducción de 8.1% (10,286.8 millones de pesos en valores nominales) respecto al cuarto trimestre del año previo. En comparación con el presupuesto el ejercicio fue 27,355.2 millones de pesos mayor (13.8%), especialmente por pagos superiores del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos, así como de los demás derechos.

El endeudamiento neto ascendió a 20,732.1 millones de pesos, importe que disminuyó 44.3% en términos reales respecto al observado el cuarto trimestre de 2011, debido a que se tuvieron disposiciones 32.9% inferiores (variación equivalente a 18,612.3 millones de pesos a valores corrientes), debido a menores disposiciones de créditos garantizados ECA’s, así como a menores amortizaciones sobretodo en operaciones de mercado. Simultáneamente, las amortizaciones fueron 17.1% menores en términos reales (variación que corresponde a 3,570.1 millones de pesos nominales).

En el cuarto trimestre de 2012, Petróleos Mexicanos registró un déficit primario de 8,177.8 millones de pesos, que representa un balance primario 80.1% superior al obtenido en el mismo trimestre de 2011, que fue un déficit de 39,440.7 millones de pesos debido a los mayores ingresos obtenidos por las ventas internas, junto con los menores egresos por concepto de inversión física y gasto corriente.

Como resultado de las variaciones anteriores y después de restar al balance primario los egresos financieros netos, se obtuvo un déficit de operación de 15,520.4 millones de pesos, favorable si se compara con el déficit de 47,147.7 millones de pesos alcanzado en el cuarto trimestre de 2011.



4.5 Sistema de Control Interno Financiero y Ley Sarbanes-Oxley

Petróleos Mexicanos, sus organismos subsidiarios y las compañías subsidiarias que consolidan (PEMEX), en su carácter de emisor extranjero de valores registrados ante la Securities and Exchange Commission (SEC), tiene la obligación de cumplir con las disposiciones aplicables en la Ley Sarbanes-Oxley (SOX) emitida en 2002.

Así también, conforme a la sección 302 de dicha Ley, el Director General de Pemex y el Director Corporativo de Finanzas, están obligados a revelar al Comité de Auditoría y Evaluación del Desempeño (CAED) y a sus auditores externos, cualquier deficiencia significativa o debilidad material detectada en los controles internos.

Por otra parte, Pemex debe cumplir con lo establecido en la sección 404 de la Ley Sarbanes-Oxley (SOX), responsabilizando a la administración de establecer y mantener una estructura adecuada de controles internos para el reporte financiero y evaluar la efectividad de los mismos.

Con el fin de observar lo mencionado en los párrafos que anteceden, los organismos subsidiarios, compañías subsidiarias y direcciones corporativas, concluyeron con la tarea de Autoevaluación del Sistema de Control Interno.

Para reforzar la tarea de Autoevaluación, mencionada en el párrafo anterior, la Dirección Corporativa de Finanzas, durante el cuarto trimestre de 2012, concluyó el monitoreo de los controles claves, en las localidades significativas.

Es importante mencionar que debido a la aplicación de una nueva estructura organizacional, a partir de 2013, el cumplimiento de la Ley Sarbanes-Oxley deja de formar parte de un proyecto específico, y se constituye como una función permanente a cargo de la Gerencia de Control Financiero, derivado de lo cual el objeto de informar en torno al cumplimiento de la referida Ley, como proyecto, deja de ser necesario.

5. Seguridad industrial y protección ambiental



5.1 Seguridad industrial

El Sistema para la Administración de Seguridad, Salud y Protección Ambiental (Sistema PEMEX-SSPA)14/ de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios tiene como objetivo la transformación de la cultura organizacional, que permita lograr mejoras en los principales indicadores de accidentalidad, y reducir la gravedad de los accidentes, para que la industria petrolera mexicana se ubique en niveles comparables a los de cualquier empresa petrolera en el mundo y sea reconocida por realizar las mejores prácticas en la materia.

Durante el cuarto trimestre de 2012, continuó la asesoría del PEMEX-SSPA en los centros críticos de Petróleos Mexicanos, instruida en el equipo de liderazgo directivo de SSPA, mediante:

- Soporte a equipos de liderazgo SSPA.

- Capacitación en temas críticos de SSPA.

- Coordinación para la ejecución y evaluación de auditorías efectivas cruzadas interorganismos, con seguimiento a resultados en el equipo de liderazgo directivo de SSPA y cumplimiento conforme al programa.

- Coordinación y apoyo para la implantación del decálogo SSPA en Organismos Subsidiarios.

El avance en la elaboración de los programas particulares de cada organismo subsidiario de “Políticas, Bases y Lineamientos para la elaboración de las propuestas de programas relacionados con la prevención de derrames, contingencias ambientales, remediación de sitios contaminados y de eficiencia energética y sustitución progresiva de hidrocarburos por energías alternativas” son:

Programa Avance Prevención de derrames de hidrocarburos 100% Contingencia ambiental 100% Remediación de suelos y aguas afectados 100% Eficiencia energética y sustitución progresiva de los hidrocarburos por energías alternativas 90%

14/ El sistema PEMEX-SSPA se integra por tres subsistemas: Administración de la Seguridad de los Procesos (ASP), Administración de Salud en el Trabajo (AST) y Administración Ambiental (AA). El sistema se basa en la aplicación de las doce mejores prácticas internacionales en seguridad, salud y protección ambiental, bajo un proceso de disciplina operativa.



El nivel de implantación en el cuarto trimestre de 2012 obedece a que los procesos de autoevaluación se han realizado en forma más estricta y con la participación de todas las partes involucradas como lo indica la estrategia de implantación del sistema PEMEX-SSPA:

Avance en el nivel de implantación de PEMEX-SSPA 12 Mejores prácticas de SSPA (12 MPI) Nivel 1: 100% / Nivel 2: 98% y Nivel 3: 16% Nivel 1* Subsistema de Administración de la Seguridad de los Procesos Nivel 1: 100% / Nivel 2: 87% y Nivel 3: 16% Nivel 1* Subsistema de Administración de Salud en el Trabajo Nivel 1: 94% / Nivel 2: 26% y Nivel 3: 0% Nivel 1* Subsistema de Administración Ambiental Nivel 1: 100% / Nivel 2: 71% y Nivel 3: 44% Nivel 1* * El nivel de implantación corresponde al nivel más bajo reportado en la empresa.

Accidentalidad

Del primero de octubre al 31 de diciembre de 2012, el índice de frecuencia acumulado para el personal de Petróleos Mexicanos se ubicó en 0.57, cifra 2% mayor respecto al mismo periodo del 2011. Los organismos subsidiarios que más contribuyeron a la accidentalidad fueron Pemex-Refinación con 25 accidentes y en concreto la refinería de Minatitlán con 7 y Pemex-Exploración y Producción con 15 accidentes, siendo la Unidad de Negocios de Perforación, con 10, la que más aportó. En el último trimestre de 2011, Pemex-Gas y Petroquímica Básica tuvo un buen desempeño (índice de frecuencia 0.13) y en el mismo periodo de 2012, incrementó su índice a 0.65, razón por la cual se incluyó también en el Plan de Contención instruido por la Dirección General.

Con el fin de contener la accidentabilidad y revertir su tendencia, la Dirección General instruyó a la Dirección Corporativa de Operaciones a presentar un Plan de Contención de Accidentes, el cual consta de cuatro líneas de acción y rendición de cuentas:

- Identificar, evaluar y jerarquizar las actividades en los equipos e instalaciones de alto riesgo de operación y mantenimiento.

- Revisar la planeación, programación, ejecución y recepción segura de actividades de equipos e instalaciones de alto riesgo de operación y mantenimiento, por administración directa y por contratistas.

- Identificación y/o actualización de procedimientos de operación y mantenimiento (Entrega / Recepción, Pre-Arranque) (disciplina operativa).

- Auditorías efectivas a trabajos de alto riesgo y disciplina operativa.

- Informe semanal de resultados del grupo.



Personal de las subdirecciones de Mantenimiento y de Seguridad, en forma conjunta con las áreas de seguridad industrial y protección ambiental de los organismos subsidiarios (SIPA), han conformado los grupos externos de asesoría y soporte a los siguientes centros de trabajo: refinerías de Madero y Minatitlán, Sector de Ductos Mendoza de Pemex-Refinación y Complejo Petroquímico Morelos.

Índice de frecuencia de accidentes

(accidentes por millón de horas-hombre laboradas)

Año


PEMEX PEP PR PGPB PPQ PEMEX PEP PR PGPB PPQ

2011 0.56 0.36 0.75 0.13 1.33 0.54 0.39 0.80 0.20 0.682012 0.57 0.43 0.81 0.65 0.34 0.61 0.56 0.76 0.35 0.49

Variación % 1.8 19.4 8.0 400.0 -74.4 13.0 43.6 -5.0 75.0 -27.9Fuente: Base de Datos Institucional.

Índice de Gravedad de Accidentes

Al cierre del periodo octubre-diciembre de 2012, el índice de gravedad de accidentes de Petróleos Mexicanos registró 32 días perdidos por millón de horas-hombre laboradas, 10.3% mayor al reportado en el mismo periodo del año previo, lo que representa cerca de 4,070 días-hombre perdidos en este trimestre. Durante el cuarto trimestre de 2012 se registraron dos accidentes fatales de trabajadores de Petróleos Mexicanos en Salina Cruz uno en la refinería y otro en la Terminal de Operación Marítima Portuaria, ambas de Pemex-Refinación.

8

17

34

41

15

3035 36

12

29

45 41

I II III IV I II III IV I II III IV

Fuente: Base de Datos Institucional. Dirección Corporativa de Operaciones.

Índice de de gravedad de accidentes trimestral

de Petróleos Mexicanos

(accidentes por millón de horas-hombre laboradas)

20112010 2012



Índice de gravedad de accidentes

(días perdidos por millón de horas-hombre laboradas)

Año


PEMEX PEP PR PGPB PPQ PEMEX PEP PR PGPB PPQ

2011 36 39 32 10 80 29 30 39 18 282012 41 38 62 29 40 32 36 40 21 30

Variación % 13.9 -2.6 93.8 190.0 -50.0 10.3 20.0 2.6 16.7 7.1Fuente: Base de Datos Institucional.

Accidentes de las compañías contratistas

En el cuarto trimestre de 2012, el índice de frecuencia de accidentes de las compañías contratistas fue 0.42 accidentes por millón de horas-hombre laboradas. Por organismo subsidiario, Pemex-Gas y Petroquímica Básica registró un índice cero al no tener accidentes; Pemex-Petroquímica tuvo 0.38 accidentes, Pemex-Refinación 0.59 accidentes y Pemex-Exploración y Producción tuvo 0.39 accidentes por millón de horas-hombre laboradas.

5.2 Protección ambiental

Emisiones al aire

En el cuarto trimestre del 2012 las emisiones de óxidos de azufre aumentaron 5.1 miles de toneladas, respecto al mismo periodo del 2011, el incremento se debe a la quema de gas ácido derivado por los trabajos de reparación de la planta de azufre 2 del Complejo Procesador de Gas Ciudad Pemex y la salida de operación por falla eléctrica del Complejo Procesador de Gas Nuevo Pemex, ambos en los meses de noviembre y diciembre, la quema de gas se notificó con oportunidad a las autoridades ambientales competentes. Por el contrario, las emisiones de SOx del 2012 se redujeron en 13.23 % respecto el 2011 debido a la reinyección de gas amargo con alto contenido de nitrógeno en el Activo Cantarell, de Pemex-Exploración y Producción.

Durante el cuarto trimestre de 2012, las emisiones de CO2 presentaron una reducción de 2.9% con respecto al mismo periodo de 2011. Para el periodo enero-diciembre de 2012, se reporta una reducción de 5.7% con respecto al mismo periodo de 2011 y obedece principalmente a la administración de los volúmenes de hidrocarburos producidos (cierre temporal de pozos con alta relación gas-aceite) y a la operación de módulos de inyección de gas en el Activo de Producción Cantarell, reduciendo el volumen de gas amargo enviado a quemadores desde diciembre de 2008.



Emisiones al aire y uso de agua1/

Concepto


2011 2012 Variación % 2011 2012 Variación %

Emisiones al aire Óxidos de azufre Mt/mes 36.9 42.0 13.8 39.3 34.1 -13.2 Bióxido de carbono MMt/mes 3.5 3.4 -2.9 3.5 3.3 -4.3

Uso de agua Uso de agua cruda (MMm3/mes) 14.9 14.3 -4.02 14.8 15.0 1.3 Descarga al agua (t/mes) 315.9 371.4 17.5 258.6 335.6 29.7 Reuso de agua (MMm3/mes) 3.20 3.55 10.9 3.21 3.47 8.09

1/ Información preliminar. Fuente: Dirección Corporativa de Operaciones.

Uso de agua

En el cuarto trimestre del 2012, el uso de agua cruda presentó una disminución de 4.02% y las descargas contaminantes a cuerpos receptores aumentaron en un 17.5% respectivamente con respecto al mismo periodo del año 2011. El reúso de agua aumentó 10.9% por las buenas prácticas de operación en los sistemas de tratamiento de afluentes de las refinerías. Durante el 2012 el reúso de agua mantiene el comportamiento del último trimestre por las mismas razones, mientras que el agua cruda se incrementa 1.3 % debido a mayor consumo en la refinería Minatitlán debido a los nuevos procesos construidos en la reconfiguración de ese centro de trabajo.

Residuos peligrosos

En el cuarto trimestre de 2012, el 48% del inventario final de residuos peligrosos corresponde a actividades de refinación; en su mayoría son sosas gastadas.

Durante el cuarto trimestre de 2012, el inventario final de residuos peligrosos presenta un decremento del 19% con respecto al inventario inicial de este periodo y la relación de disposición con respecto a la generación es de 0.46.

La mayor parte de los residuos peligrosos tiene un proceso continuo de generación y su disposición se realiza por lotes, para que el volumen sea económicamente factible.



Restauración de sitios contaminados y presas

Al cierre de 2012, se tiene un inventario acumulado de 1,023 hectáreas que representan una disminución de 3% con respecto al inventario final 2011, lo anterior como resultado de la incorporación de 70 ha afectadas (38.7 ha de Pemex-Refinación y 31.7 ha de Pemex-Exploración y Producción) y a la desincorporación del inventario de 102 ha en el transcurso del año 2012 (58.3 ha de Pemex-Refinación y 43.7 ha de Pemex-Exploración y Producción.)

Al cierre del cuarto trimestre del 2012 el inventario final de sitios contaminados (1,023 hectáreas) presentó una reducción del 0.2% con respecto al cierre del tercer trimestre (1,025 ha). En cuanto a las nuevas áreas afectadas se incorporaron 7 ha en Pemex-Exploración y Producción, 51% menor a las agregadas en el tercer trimestre (14.4 ha). Se desincorporaron 9 ha por trabajos de remediación y debido a los resultados de los estudios de caracterización.

Al cierre del cuarto trimestre de 2012, se tuvo un inventario acumulado de 88 presas. En comparación con el tercer trimestre se observa disminución de 37.1%, debido a la restauración de 52 presas.

42.434.3

34.9 43.0

Inventario inicial,octubre 2012

Generación Disposición Inventario final,diciembre 2012

Fuente: Dirección Corporativa de Operaciones.

Balance de residuos peligrosos, octubre-diciembre, 2012




Fugas y derrames

Las fugas y derrames en ductos de Petróleos Mexicanos en el cuarto trimestre de 2012, presentaron un incremento de 87% comparado con el cierre en 2011. Por lo anterior Petróleos Mexicanos, implemento un plan de contención enfocado a la revisión y cumplimiento de los programas de administración de integridad y confiabilidad para incrementar la seguridad en el transporte, recolección y distribución de hidrocarburos por ductos.

Las principales causas de estos eventos al cierre del cuarto trimestre del 2012 fueron daños por corrosión interior (31%), corrosión exterior (16%) y falla de materiales (8%) mientras 38 % de los eventos están en proceso de investigación para la determinación de su causa. No obstante el incremento en el número de eventos registrados en el año 2012, los impactos al ambiente tuvieron una disminución significativa al presentarse un menor volumen derramado (75%) y una menor área afectada (16 %), con respecto al 2011.

1,025 7 9 1,023


Nuevas áreasafectadas

Restauración Inventario final,diciembre 2012


-0.2%

Restauración de sitios contaminados, trimestre IV

(hectáreas)

140 52

88


Nuevas presas Restauración Inventario final,diciembre 2012

Restauración de presas, trimestre IV

(número)

-37.1%



311

243

185154

134

251

2007 2008 2009 2010 2011 2012

Tendencia de fugas y derrames


2.1 2.5

2011 2012

Área afectada (hectáreas)

718

2,920

2011 2012

Volumen derramado (barriles)

Afectaciones, octubre-diciembre


204

26 201

251

101

21 11 1

134

PEP PR PGPB PEMEX Total

Derrames y fugas, octubre-diciembre

(eventos)

2011 2012

78

4011 21

2 0 3

96

3850

9 201 1 4 11

Corrosióninterior

Corrosiónexterior

Terceraspartes

Falla dematerial

Fenómenosnaturales

Construcción DisciplinaOperativa

Enintegración

2011 2012Fuente: Dirección Corporativa de Operaciones.

Causas de derrames y fugas, octubre-diciembre



Certificaciones

Como resultado de la implantación del Sistema de Administración de la Seguridad, Salud y Protección Ambiental, de su constante verificación mediante auditorías ambientales externas y de dar cumplimiento a los compromisos adquiridos en ambos instrumentos, Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios obtienen y mantienen sus certificados de industria limpia que otorga la PROFEPA.

Hasta diciembre de 2012, Petróleos Mexicanos obtuvo 321 certificados de industria limpia, de los cuales 118 correspondieron a instalaciones que concluyeron por primera vez el proceso de auditoría ambiental y 203 certificados fueron refrendos para instalaciones que demostraron que mantienen su desempeño ambiental dentro de los estándares de cumplimiento de la normatividad en la materia.

A la fecha, Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios mantienen inscritas 680 instalaciones dentro del Programa Nacional de Auditoría Ambiental, de las cuales 321 tienen certificados vigentes y 359 se encuentran en proceso de certificación, haciendo patente el compromiso de la empresa de cumplir con la normatividad ambiental vigente mediante la obtención o refrendos de sus certificados de industria limpia.

Durante el cuarto trimestre se recibieron 64 certificados, que representan un incremento de 18.5% con relación a los 54 Certificados recibidos en el tercer trimestre de 2012.

De los 64 certificados recibidos durante el cuarto trimestre, 31 certificados son nuevos, 6.9% con respecto a los 29 obtenidos durante el tercer trimestre.

Con relación a los 33 refrendos recibidos en este trimestre se presenta un incremento del 32% con relación a los 25 certificados refrendados el trimestre anterior.

Certificados nuevos y refrendos 2012

(número)

Organismo

Certificados obtenidos

Desempeño

Nuevos Refrendos

Total 118 203 321

Pemex-Exploración y Producción 72 126 198Pemex-Refinación 33 65 98Pemex-Gas y Petroquímica Básica 4 8 12Pemex-Petroquímica 2 4 6Corporativo 7 - 7

Fuente: Dirección Corporativa de Operaciones. Petróleos Mexicanos.



Cambio climático

La gestión de los proyectos para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero bajo el esquema del Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL), es un proceso largo de varias etapas cuyos avances no son observables normalmente a corto plazo. Durante la etapa de validación y la obtención del registro ante la Junta Ejecutiva del MDL, es necesario que los proyectos logren demostrar el cumplimiento de diversos criterios de adición dictados por la Organización de las Naciones Unidas en esta materia.

El 17 de abril de 2012 se obtuvo el registro como MDL ante la Convención Marco sobre el Cambio Climático de la ONU del proyecto "Recuperación de Calor en la Terminal Marítima Dos Bocas" de la Región Marina Suroeste de Pemex-Exploración y Producción.

Este proyecto consiste en aprovechar la energía residual de los gases de combustión de los turbogeneradores para su utilización en el calentamiento del aceite térmico para la deshidratación del Crudo Maya en la Terminal Marítima Dos Bocas, desplazando así el consumo de gas natural. La implementación del proyecto resultará en una reducción de emisiones de 88,111 toneladas CO2e (bióxido de carbono equivalente) por año, durante diez años del periodo crediticio.

Las NAMAs (National Appropriate Mitigation Actions) nacieron en 2007 a través del Plan de Acción de Bali, como medida alterna al MDL y son acciones de mitigación de emisiones a nivel sectorial promovidas por los gobiernos de países en vías de desarrollo que buscan en el contexto del desarrollo sustentable, soportar y permitir a través de la tecnología, financiamiento y fortalecimiento de capacidades, reducir emisiones de GEI de una forma real, medible y auditable.

Derivado de lo anterior Petróleos Mexicanos vio una oportunidad valiosa en este tipo de mecanismos, por lo que está buscando su implementación y promoción en la empresa.

En conjunto con la embajada británica en el desarrollo de una NAMA enfocada a la reducción de emisiones fugitivas en el procesamiento y transporte de gas natural. De igual manera, se estableció un compromiso con el gobierno de Canadá, mediante el cual Petróleos Mexicanos recibirá fondos (hasta 1.3 millones de dólares) para financiar el desarrollo de una NAMA relacionada con reducción de emisiones de metano.

A lo largo de 2012 se buscaron nuevos mercados en los que Petróleos Mexicanos pueda llegar a participar. Como parte de estos esfuerzos se han firmado acuerdos y compromisos entre los que destacan aquellos firmados con el Banco Mundial, el Banco Interamericano de Desarrollo, el Fondo Mexicano de Carbono y el Banco Sumitomo, que permitirán a Petróleos Mexicanos ampliar sus oportunidades en los mercados futuros de carbono. Así mismo, USAID a través de la firma consultora TETRATECH financiará la implementación de un sistema para el registro y



estimación de la reducción de emisiones de GEI de acciones con potencial de implementación en instalaciones de Petróleos Mexicanos, el cual a su vez detectará los proyectos que tengan potencial de comercialización en los distintos mercados. Al cierre de 2012, Petróleos Mexicanos cuenta con tres contratos de compra-venta (ERPA) y un estudio de factibilidad en desarrollo. Estos proyectos se encuentran en diferentes etapas del proceso de gestión de proyectos MDL ante la ONU y dos son proyectos registrados.

Gestión de proyectos por petróleos mexicanos para reducir las emisiones de bióxido de carbono, 20121/

Organismo Centro de trabajo Proyecto/Descripción

Reducción estimada

t CO2e/año2/

Estatus del proyecto al 31 de

diciembre de 2012

Pemex-Exploración y Producción

Terminal Marítima Dos Bocas

Aprovechamiento energético de gases de combustión de turbogeneradores.

88,111 Registrado En 2013 se acreditarán los CERs

Cerro Azul-Naranjos Eliminación de quema de gas en el campo “Tres Hermanos”.

82,645 Registrado En 2013 se acreditarán los CERs

Pemex-Petroquímica

Complejo Petroquímico Morelos

Cogeneración. Sistema de cogeneración eléctrica y de vapor al sustituir los turbogeneradores de vapor por turbogeneradores de gas con recuperación de calor.

295,711 En desarrollo de nueva metodología

Complejo Petroquímico La Cangrejera

233,452 En desarrollo de nueva metodología

Pemex-Refinación Refinería Salina Cruz Sustitución de combustóleo por gas natural

456,000 Proceso de registro

Total 1,155,919

1/Cifras al 31 de diciembre de 2012. 2/t CO2 e se refiere a toneladas de bióxido de carbono equivalente. FUENTE: Petróleos Mexicanos.



Salvaguardas

- La información financiera presentada en este informe está elaborada conforme a Normas Específicas de Información Financiera Gubernamental para el Sector Paraestatal (NEIFGSP o NG), por lo que difiere de la que se presenta ante la Comisión Nacional Bancaria y de Valores y otros reguladores financieros, la cual se elabora bajo Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF o IFRS por sus siglas en inglés). Las principales diferencias entre la información elaborada conforme a NG en relación con la elaborada bajo NIIF son:

i. Criterio de consolidación.- la información bajo Contabilidad Gubernamental no incluye a las compañías subsidiarias de Petróleos Mexicanos en la consolidación; mientras que la elaborada bajo NIIF si las incluye en la consolidación.

ii. Activo fijo.- Con base a la NIIF 1, PEMEX eligió aplicar la excepción de “valor razonable” como costo atribuido para plantas, ductos, plataformas marinas y equipo de perforación. Dicho efecto se reconoció principalmente contra resultados acumulados en el estado de situación financiera inicial bajo NIIF; Asimismo, se reconoce un efecto tanto en la depreciación del ejercicio como en el deterioro.

Activo circulante.- Reclasificación de los Fondos para fines específicos del rubro de disponibilidades al de inversiones en acciones y valores; así como de las cuentas por cobrar de instrumentos financieros derivados, como consecuencia del cálculo considerando el riesgo de contraparte; reclasificación de los inventarios de materiales al activo fijo correspondientes a refacciones que se utilizarán en activos fijos y la valuación de los inventarios de productos bajo costeo absorbente conforme a NIIF.

iii. Pasivo de largo plazo.- PEMEX decidió adoptar de manera anticipada la norma contable internacional (IAS, por sus siglas en inglés) IAS 19 (revisada) “Beneficios a los Empleados”, trayendo como resultado que las Ganancias y Pérdidas actuariales Netas acumuladas, pendientes de amortizar bajo NIF al 1 de enero de 2011, se reconocieran incrementando el pasivo de Beneficios a los Empleados y disminuyendo el Patrimonio (Resultados de ejercicios anteriores) del Estado de Situación Financiera Inicial bajo IFRS.

Como resultado de lo anterior, se eliminó el pasivo correspondiente a Beneficios por Terminación de la Relación Laboral antes de alcanzar la edad de retiro (despidos) reconocido bajo NIF al 1 de enero de 2011, con crédito al Patrimonio (Resultados de ejercicios anteriores) mostrado en el Estado de Situación Financiera Inicial bajo IFRS.

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Cuarto Informe Trimestral 2012 Art71 LPMX - Pemex · 2.2 Avance y situación del Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y de sus Organismos Subsidiarios 41 2.3 Servicios de salud